tese de dissertação do mestrado - tpqb.eq.ufrj.br · iii estudo de viabilidade econômica das...

UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO

ESCOLA DE QUÍMICA

PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM

TECNOLOGIA DE PROCESSOS QUÍMICOS E BIOQUÍMICOS

ESTUDO DE VIABILIDADE ECONÔMICA DAS FORMAS

DE APROVEITAMENTO DO GÁS NATURAL

LEANDRO COUTO ROSA

Rio de Janeiro

2010

ii

LEANDRO COUTO ROSA

ESTUDO DE VIABILIDADE ECONÔMICA DAS FORMAS DE

APROVEITAMENTO DO GÁS NATURAL

Orientadores:

Fernando Luiz Pellegrini Pessoa, D.Sc.

Flávia Chaves Alves, D.Sc.

Rio de Janeiro

2010

Dissertação de Mestrado apresentada ao

Curso de Pós-Graduação em Tecnologia de

Processos Químicos e Bioquímicos, Escola

de Química, Universidade Federal do Rio de

Janeiro, como parte dos requisitos

necessários à obtenção do título de Mestre

em Ciências (M.Sc.).

iii

Estudo de viabilidade econômica das formas de aproveitamento do gás natural

Leandro Couto Rosa

Tese de Dissertação de mestrado submetido ao Corpo Docente do Curso de Pós-

Graduação em Tecnologia de Processos Químicos e Bioquímicos da Escola de Química

da Universidade Federal do Rio de Janeiro, como parte dos requisitos necessários à

obtenção do grau de Mestre em Ciências.

Orientado por:

________________________________________

Prof. Fernando Luiz Pellegrini Pessoa, D.Sc.

________________________________________

Prof.ª Flávia Chaves Alves, D.Sc.

Aprovado por:

__________________________________________

Prof. Alexandre de Castro Leiras Gomes, D.Sc.

__________________________________________

Prof. Amaro Gomes Barreto Jr., D.Sc.

__________________________________________

Antônio Marcos Fonseca Bidart, D.Sc. - Petrobras

__________________________________________

Prof. Estevão Freire, D.Sc.

Rio de Janeiro, RJ – Brasil.

Outubro de 2010

iv

FICHA CATALOGRÁFICA

Rosa, Leandro Couto.

Estudo de viabilidade econômica das formas de

aproveitamento do gás natural / Leandro Couto Rosa -

2010.

xxi, 155 f. (EQ/UFRJ, M.Sc., Tecnologia de Processos

Químicos e Bioquímicos, 2010)

Dissertação - Mestrado em Tecnologia de

Processos Químicos e Bioquímicos – Universidade Federal

do Rio de Janeiro, Escola de Química, 2010.

Orientadores: Fernando Luiz Pellegrini Pessoa e

Flávia Chaves Alves.

1. Gás natural. 2. Viabilidade econômica. 3. GNL.

4. Gasoduto. 5. GNC. 6. HGN. 7. GTL. 8. GTW

I. Pessoa, Fernando Luiz Pellegrini e Alves, Flávia

Chaves (Orientadores). II. Universidade Federal do Rio de

Janeiro. Escola de Química. III. Estudo de viabilidade

econômica das formas de aproveitamento do gás natural.

v

Dedicatória

Primeiramente a Deus que está dentro todos nós.

A minha grande família.

A minha adorável e amável esposa.

vi

Agradecimentos

Aos meus familiares, amigos e especialmente minha esposa Lívia pelo incentivo,

compreensão e colaboração durante estes dois anos de mestrado.

Ao apoio financeiro do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP),

por meio do Programa de Recursos Humanos da ANP, PRH 13 da Escola de Química,

Processamento, Gestão e Meio Ambiente na Indústria do Petróleo e Gás Natural.

Aos meus Orientadores, Professora D.Sc. Flávia Chaves Alves e Professor D.Sc.

Fernando Luiz Pellegrini Pessoa, pela confiança e oportunidade de trabalho e

aprendizado.

A Alzirene Rodrigues, por toda colaboração durante a minha bolsa de estudos.

vii

UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO

CENTRO DE TECNOLOGIA ESCOLA DE QUÍMICA

Resumo da Dissertação de Mestrado apresentada ao Programa de Pós Graduação em

Tecnologia de Processos Químicos e Bioquímicos (EQ/UFRJ) como parte dos

requisitos necessários para a obtenção do grau de Mestre em Ciências.

ESTUDO DE VIABILIDADE ECONÔMICA DAS FORMAS

DE APROVEITAMENTO DO GÁS NATURAL

Leandro Couto Rosa

Outubro, 2010

Orientadores: Fernando Luiz Pellegrini Pessoa e Flávia Chaves Alves.

O gás natural é considerado uma importante fonte de energia da cadeia

energética nacional e mundial. O aumento populacional e da demanda por este insumo

nos centros consumidores e seus arredores tem incentivado novos investimentos em

tecnologia de armazenamento e aproveitamento do gás natural para suprir as

necessidades da população para as próximas décadas. O aproveitamento do gás natural

pode ser realizado através das seguintes tecnologias: gás natural comprimido (Gasoduto

e GNC), gás natural liquefeito (GNL), conversão do gás natural em energia elétrica (gas

to wire, GTW), conversão do gás natural em hidrocarbonetos de maior valor agregado

como lubrificante e diesel (gas to liquids, GTL) e na forma de cristais sólidos (hidrato de

gás natural, HGN). Este trabalho tem como objetivo propor um procedimento para

avaliação e escolha da melhor tecnologia de aproveitamento do gás natural conhecendo-

se a fonte e local de demanda, utilizando os métodos de viabilidade econômica de

projetos (Valor Presente Líquido, Taxa Interna de Retorno e Payback) tanto no

segmento offshore quanto no onshore nas regiões do Brasil, a uma taxa de desconto de

10% a.a e um tempo de projeto de 20 anos. A tecnologia de HGN apresentou os

melhores resultados, seguido do GNC e GTL. A escolha da tecnologia pode ser

influenciada em função da distância de transporte, vazão, taxa de desconto e o preço de

venda do gás natural.

Palavras-chave: gás natural, tecnologias, viabilidade econômica.

viii

Abstract of thesis presented to Programa de Pós Graduação em Tecnologia de Processos

Químicos e Bioquímicos (EQ/UFRJ) as a partial fulfillment of the requirements for the

degree of Master of Science.

STUDY OF ECONOMIC FEASIBILITY OF THE FORMS

OF UTILIZATION OF THE NATURAL GAS

Leandro Couto Rosa

October /2010

Advisors: Fernando Luiz Pellegrini Pessoa e Flávia Chaves Alves

Natural gas is considered an important source of energy for domestic and global

energy chain. The increase of population and the demand for this input in consumer

centers and their surroundings has motivated new investment in technology of storage

and utilization of natural gas to supply the needs of the population for the coming

decades. The utilization of natural gas can be carried out by the following technologies:

compressed natural gas (gas pipeline and CNG), liquefied natural gas (LNG),

conversion of natural gas in electricity (gas to wire, GTW), conversion of natural gas in

hydrocarbons of greater aggregate value as a lubricant and diesel (gas to liquids, GTL)

and in the form of crystals solids (hydrate of natural gas, HGN). This work aims to

propose a procedure for evaluating and choosing the best technology for utilization of

the natural gas using the methods of economic feasibility of projects (Net Present Value,

Internal Return Rate and Payback) both in the segment offshore and onshore in the

regions of Brazil between the main sources of natural gas until the their final

destination, at a discount rate of 10% a.a and a time of project 20 years. HGN

technology showed the best result, followed by CNG and GTL. The choice of the

technology can be influenced depending on the distance from transport, flow, discount

rate and the selling price of the natural gas.

Keywords: natural gas, technology, economic feasibility.

ix

ÍNDICE DE ABREVIAÇÕES

$MM – Milhões de dólares

$MM/yr – Milhões de dólares por ano;

BBL – Barril;

BCF/yr – Bilhões de pés cúbicos por ano;

BCM/yr – Bilhões de metro cúbico por ano;

BPD – Barril por dia;

CAPEX – Custo de capital de investimento;

COSELLE – Navio de GNC;

DPP (Dew Point Plant) – Unidade de Ajuste do Ponto de Orvalho;

EPE – Empresa de Pesquisa Energética;

GN – Gás Natural;

GNC – Gás Natural Comprimido;

GNL – Gás Natural Liquefeito;

GTL – Gas to Liquids, Transformação de gás para líquido;

GTW – Gas to Wire, Uso de gás para geração de energia elétrica;

HGN – Hidrato de Gás Natural;

k$ – Mil dólares;

km – Quilômetro;

MMBTU – Milhões de BTU, Unidade de energia;

MMSCF – Milhões de pés cúbicos padrão;

MMSCFD – Milhões de pés cúbicos padrão por dia;

OCATE – Óleo combustível de alto teor de enxofre;

OFFSHORE – Localizado ou operado no mar;

OIE – Oferta Interna de Energia;

ONSHORE – Localizado ou operado em terra;

OPEX – Custo de capital de operação;

PDE – Plano Decenal de Energia;

Pipelines – Gasoduto;

PPD – Período Payback Descontado;

PPS – Período Payback Simples;

SCFD – Pés cúbicos padrão por dia;

x

SLURRY – Lama;

TCF– Trilhões de pés cúbicos;

TEP – Tonelada equivalente de Petróleo;

TIR – Taxa Interna de Retorno;

TPA – Toneladas por ano;

UPGNs – Unidades de Processamento de Gás Natural;

VOTRANS – Volume Optimized Transport e Storage;

VPL – Valor Presente Líquido;

W – Watt, Unidade de potência.

xi

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 2.1: Projeção do consumo final energético de gás natural, por segmento

(106 m³/dia) –2010/2019 .............................................................................................. 12

Figura 2.2: Mapa do Brasil com a rede de Gasoduto .................................................. 13

Figura 2.3: Cadeia de transporte de GNL .................................................................... 16

Figura 2.4: Navio do tipo membrana para transporte de GNL .................................... 17

Figura 2.5: Navio do tipo esfera para transporte de GNL ............................................ 17

Figura 2.6: Terminal marinho de regaseificação de GNL no Rio de Janeiro .............. 18

Figura 2.7: Terminal marinho de regaseificação e armazenamento de GNL,

Lake Charles, LA, USA ............................................................................................... 18

Figura 2.8: Transporte de GNL em caminhões ............................................................ 19

Figura 2.9: Isolamento térmico dos tanques de armazenamento de GNL ................... 20

Figura 2.10: Exemplo de custos da cadeia do GNL ..................................................... 21

Figura 2.11: Esquema da cadeia de um Gasoduto ....................................................... 22

Figura 2.12: Gasoduto sendo implantado .................................................................... 23

Figura 2.13: Sistema de Operação de um Gasoduto ................................................... 24

Figura 2.14: Exemplo de estações “mãe e filha” de GNC ........................................... 25

Figura 2.15: Navio VOTRANS - Transporte de GNC ................................................ 26

Figura 2.16: Navio COSELLE - Transporte de GNC .................................................. 27

Figura 2.17: Terminal marítimo de descarregamento de GNC ................................... 27

Figura 2.18: Forma do HGN ........................................................................................ 28

Figura 2.19: Planta de HGN ........................................................................................ 29

Figura 2.20: Cadeia de produção e transporte de HGN ............................................... 29

Figura 2.21: hidrato de gás natural na forma de pellets .............................................. 30

Figura 2.22: hidrato de gás natural na forma de “Slurry” ........................................... 30

Figura 2.23: Etapas da transformação do GTL ............................................................ 31

Figura 2.24: Planta de GTL em Bintulu na Malásia .................................................... 32

Figura 2.25: Turbina a gás natural operando ............................................................... 33

Figura 4.1: VPL x Distância para uma vazão de 100 MMSCFD variando

a distância .................................................................................................................... 50


a distância .................................................................................................................... 51

xii


a distância .................................................................................................................... 51

Figura 4.4: Comparação dos resultados do transporte marítimo de GNC e GNL

para distâncias inferiores a 2.000 km .......................................................................... 53

Figura 4.5: Número de navios necessário em função da distância .............................. 54

Figura 4.6: Comparação dos resultados do transporte marítimo de

GNC e GNL para distâncias maiores que 2.100 km .................................................... 54

Figura 4.7: Limite de aplicação do transporte de GNC ............................................... 55

Figura 5.1: VPL da tecnologia GNL Offshore em função da distância e vazão .......... 58

Figura 5.2: VPL da tecnologia GNC Offshore em função da distância e vazão........... 59

Figura 5.3: VPL da tecnologia GASODUTO Offshore em função da distância

e vazão .......................................................................................................................... 60

Figura 5.4: VPL da tecnologia HGN Offshore em função da distância e vazão .......... 61

Figura 5.5: VPL da tecnologia GTL Offshore em função da distância e vazão ........... 62

Figura 5.6: VPL da tecnologia GTW Offshore em função da distância e vazão .......... 63

Figura 5.7: Distância entre a fonte e o destino do GN Offshore ................................. 66

Figura 5.8: VPL x Distância Offshore para uma vazão de 50 MMSCFD ................... 67

Figura 5.9: TIR x Distância Offshore para uma vazão de 50 MMSCFD .................... 68

Figura 5.10: Payback Simples x Distância Offshore para uma vazão de 50

MMSCFD .................................................................................................................... 68

Figura 5.11: Payback descontado x Distância Offshore para uma vazão de 50

MMSCFD .................................................................................................................... 69

Figura 5.12: VPL x Distância Offshore para uma vazão de 250 MMSCFD ................ 70

Figura 5.13: TIR x Distância Offshore para uma vazão de 250 MMSCFD ................. 70

Figura 5.14: Payback Simples x Distância Offshore para uma vazão

de 250 MMSCFD ......................................................................................................... 71

Figura 5.15: Payback descontado x Distância Offshore para uma vazão

de 250 MMSCFD ......................................................................................................... 72

Figura 5.16: VPL da tecnologia GNL Onshore em função da distância e vazão ......... 74

Figura 5.17: VPL da tecnologia GNC Onshore em função da distância e vazão ........ 75

Figura 5.18: VPL da tecnologia GASODUTO Onshore em função da distância

e vazão ......................................................................................................................... 76

Figura 5.19: VPL da tecnologia HGN Onshore em função da distância e vazão ........ 77

Figura 5.20: VPL da tecnologia GTL Onshore em função da distância e vazão .......... 78

xiii

Figura 5.21: VPL da tecnologia GTW Onshore em função da distância e vazão ........ 79

Figura 5.22: Distância entre a fonte e o destino do GN Onshore ................................ 82

Figura 5.23: VPL x Distância Onshore para uma vazão de 50 MMSCFD .................. 83

Figura 5.24: TIR x Distância Onshore para uma vazão de 50 MMSCFD ................... 83

Figura 5.25: Payback Simples x Distância Onshore para uma vazão de 50

MMSCFD ..................................................................................................................... 84

Figura 5.26: Payback descontado x Distância Onshore para uma vazão de 50

MMSCFD ..................................................................................................................... 85

Figura 5.27: VPL x Distância Onshore para uma vazão de 250 MMSCFD ................ 85

Figura 5.28: TIR x Distância Onshore para uma vazão de 250 MMSCFD ................. 86

Figura 5.29: Payback Simples x Distância Onshore para uma vazão de 250

MMSCFD ..................................................................................................................... 87

Figura 5.30: Payback descontado x Distância Onshore para uma vazão de 250

MMSCFD ..................................................................................................................... 87

Figura 6.1: VPL x Distância Offshore para uma vazão de 50 MMSCFD com

preço do GN de -50% variando a taxa de desconto ...................................................... 90


preço do GN de -25% variando a taxa de desconto ..................................................... 91




preço do GN atual variando a taxa de desconto .......................................................... 93


preço do GN de +10% variando a taxa de desconto ..................................................... 94











xiv




preço do GN de +10% variando a taxa de desconto .................................................... 100





Figura 6.15: VPL x Distância Onshore para uma vazão de 50 MMSCFD com


























xv



xvi

ÍNDICE DE TABELAS

Tabela 2.1: Oferta Interna de Energia no Brasil (10³ tep) ............................................ 8

Tabela 2.2: Estrutura da Oferta Interna de Energia no Brasil (%) .............................. 9

Tabela 2.3: Reservas Provadas de Petróleo e Gás Natural .......................................... 10

Tabela 2.4: Reservas Provadas de Petróleo e GN por região no Brasil ....................... 10

Tabela 2.5: Projeção do consumo final energético de GN por região

(10³ m³/dia) .................................................................................................................. 11

Tabela 2.6: Estimativa de investimentos em Infra-Estrutura de transporte de GN ..... 14

Tabela 3.1: Dados da literatura utilizados nos custos de cada tecnologia Offshore .... 41

Tabela 3.2: Dados de entrada do cálculo de viabilidade .............................................. 41

Tabela 3.3: Taxas de conversões .................................................................................. 42

Tabela 3.4: Conversões de unidades............................................................................. 42

Tabela 3.5: Dados da literatura utilizados dos custos de cada tecnologia Onshore .... 43

Tabela 4.1: Custos de capital, operação e embarcação para cada tecnologia .............. 47

Tabela 4.2: Resultados do período Payback simples ................................................... 47

Tabela 4.3: Ranking das classificações das tecnologias de transporte de GN ............ 47

Tabela 4.4: Resultados do Payback para o Brasil ........................................................ 48

Tabela 4.5: Dados de entrada e cálculo do VPL para a vazão de 100 MMSCFD e

distância de 200 km ..................................................................................................... 49

Tabela 4.6: Parâmetros assumidos de entrada para o cálculo do VPL ........................ 52

Tabela 5.1: Ranking das tecnologias de aproveitamento do GN Offshore .................. 64

Tabela 5.2: Distância entre a Fonte e Destino de Gás Natural Offshore ...................... 65

Tabela 5.3: Ranking das tecnologias de aproveitamento do GN Onshore .................. 80

Tabela 5.4: Distância entre a Fonte e Destino de Gás Natural Onshore ...................... 81

xvii

APÊNDICES

Apêndice 1: Dados da literatura de custos da tecnologia GNL Offshore ..................... 123

Apêndice 2: Dados da literatura de custos da tecnologia GASODUTO Offshore ........ 123

Apêndice 3: Dados da literatura de custos da tecnologia GNC Offshore ..................... 124

Apêndice 4: Dados da literatura de custos da tecnologia HGN Offshore ..................... 124

Apêndice 5: Dados da literatura de custos da tecnologia GTW Offshore ..................... 124

Apêndice 6: Dados da literatura de custos da tecnologia GTL Offshore ...................... 124

Apêndice 7: Resultados das Figuras 5.1 a 5.6 do VPL de cada tecnologia Offshore ... 125

Apêndice 8: Resultados da Figura 5.8 do VPL x Distância Offshore para uma

vazão de 50 MMSCFD ................................................................................................. 125

Apêndice 9: Resultados da Figura 5.9 da TIR x Distância Offshore para uma

vazão de 50 MMSCFD ................................................................................................. 125

Apêndice 10: Resultados da Figura 5.10 do Payback Simples x Distância

Offshore para uma vazão de 50 MMSCFD .................................................................. 126

Apêndice 11: Resultados da Figura 5.11 do Payback descontado x Distância

Offshore para uma vazão de 50 MMSCFD .................................................................. 126


vazão de 250 MMSCFD ............................................................................................... 126

Apêndice 13: Resultados da Figura 5.13 da TIR x Distância Offshore para uma

vazão de 250 MMSCFD ............................................................................................... 126


Offshore para uma vazão de 250 MMSCFD ................................................................ 126


Offshore para uma vazão de 250 MMSCFD ................................................................ 127

Apêndice 16: Resultados das Figuras 5.16 a 5.21 do VPL de cada tecnologia

Onshore ....................................................................................................................... 127

Apêndice 17: Resultados da Figura 5.23 do VPL x Distância Onshore para uma

vazão de 50 MMSCFD ................................................................................................. 127

Apêndice 18: Resultados da Figura 5.24 da TIR x Distância Onshore para uma

vazão de 50 MMSCFD ................................................................................................. 128


Onshore para uma vazão de 50 MMSCFD .................................................................. 128

xviii


Onshore para uma vazão de 50 MMSCFD .................................................................. 128


vazão de 250 MMSCFD ............................................................................................... 128

Apêndice 22: Resultados da Figura 5.28 da TIR x Distância Onshore para uma

vazão de 250 MMSCFD ............................................................................................... 128


Onshore para uma vazão de 250 MMSCFD ................................................................ 129


Onshore para uma vazão de 250 MMSCFD ................................................................ 129


vazão de 50 MMSCFD com preço do GN de -50% variando a taxa de desconto ....... 129






vazão de 50 MMSCFD com preço do GN atual variando a taxa de desconto ............ 130


vazão de 50 MMSCFD com preço do GN de +10% variando a taxa de desconto ...... 130






vazão de 250 MMSCFD com preço do GN de -50% variando a taxa de desconto ..... 130






vazão de 250 MMSCFD com preço do GN atual variando a taxa de desconto .......... 131


vazão de 250 MMSCFD com preço do GN de +10% variando a taxa de desconto .... 131

xix




vazão de 250 MMSCFD com preço do GN de +50% variando a taxa de desconto ..... 132


vazão de 50 MMSCFD com preço do GN de -50% variando a taxa de desconto ...... 132






vazão de 50 MMSCFD com preço do GN atual variando a taxa de desconto ............ 132








vazão de 250 MMSCFD com preço do GN de -50% variando a taxa de desconto .... 133






vazão de 250 MMSCFD com preço do GN atual variando a taxa de desconto .......... 134







xx

SUMÁRIO

Capítulo 1 – Introdução ............................................................................................. 1

Capítulo 2 – Cenário do gás natural ........................................................................ 7

2.1 – Competitividade do gás natural no Brasil .......................................................... 7

2.1.1 – Oferta Interna de Energia (OIE) ................................................................. 8

2.1.2 – Reservas Provadas de Petróleo e gás natural .............................................. 9

2.1.3 – Projeção da demanda de gás natural no Brasil ............................................ 11

2.2 – Panorama atual da infraestrutura de transporte de gás natural no Brasil ............ 13

2.3 – Expansões previstas da infraestrutura de transporte de gás natural .................... 14

2.4 – Tecnologias de aproveitamento do gás natural ................................................... 15

2.4.1 – Gás Natural Liquefeito (GNL) ..................................................................... 15

2.4.2 – Pipelines (Gasodutos) ................................................................................. 21

2.4.3 – Gás Natural Comprimido (GNC) ................................................................ 24

2.4.4 – Hidrato de Gás Natural (HGN) ................................................................... 28

2.4.5 – Gas to Liquid (GTL) ................................................................................... 30

2.4.6 – Gas to Wire (GTW) ..................................................................................... 32

Capítulo 3 – Metodologia .......................................................................................... 34

3.1 – Taxa Mínima de Atratividade ............................................................................. 35

3.2 – Período Payback ................................................................................................. 36

3.3 – Valor Presente Líquido (VPL) ............................................................................ 37

3.4 – Taxa Interna de Retorno (TIR) ........................................................................... 39

3.5 – Cálculo de viabilidade econômica das tecnologias Offshore ............................. 40

3.6 – Cálculo de viabilidade econômica das tecnologias Onshore .............................. 42

3.7 – Análise de Sensibilidade ..................................................................................... 44

Capítulo 4 – Revisão da literatura de custos das tecnologias ................................ 45

xxi

Capítulo 5 – Avaliação e escolha das formas de aproveitamento de gás

natural ........................................................................................................................ 57

5.1 – Tecnologias de aproveitamento do gás natural Offshore..................................... 57

5.2 – Estudo de caso do aproveitamento do gás natural Offshore ............................... 65

5.3 – Tecnologias de aproveitamento do gás natural Onshore .................................... 73

5.4 – Estudo de caso do aproveitamento do gás natural Onshore ............................... 80

Capítulo 6 – Análise de Sensibilidade ...................................................................... 89

6.1 – Análise de sensibilidade das tecnologias Offshore ............................................. 89

6.2 – Análise de sensibilidade das tecnologias Onshore .............................................. 102

Capítulo 7 – Conclusão e Sugestões ......................................................................... 116

Referências Bibliográficas ......................................................................................... 119

APÊNDICES .............................................................................................................. 123

CAPÍTULO 1

Introdução

O aumento do consumo de gás natural (GN) nas últimas décadas até hoje, faz

com que esta fonte de energia torne-se uma das principais commodities da matriz

energética mundial. Dentro deste contexto, as indústrias estão voltando sua atenção para

o desenvolvimento de novas tecnologias, formas de aproveitamento e armazenamento

do gás natural, que representam hoje um grande desafio para o crescimento do setor e

globalização do sistema (BP, 2009).

O aumento da demanda do gás natural no Brasil e no mundo está sendo

acelerado devido, principalmente, à preocupação ambiental, já que, em relação a outros

combustíveis fósseis, é considerado uma energia limpa. Para satisfazer esta demanda,

campos marginais vêm sendo desenvolvidos, fazendo-se necessário o desenvolvimento

de tecnologias de produção e transporte deste gás, de forma segura e econômica

(BAIOCO, 2007).

O GN é uma mistura de hidrocarbonetos que permanece em estado gasoso nas

condições atmosféricas normais, extraído diretamente a partir de reservatórios

petrolíferos ou gaseíferos, incluindo gases úmidos, secos, residuais e gases raros. É

composto basicamente de metano, etano e propano em menores proporções, além de

gases (ácido sulfídrico, dióxido de carbono, nitrogênio, etc...). O GN é incolor e

inodoro, quando queimado apresenta uma chama quase imperceptível, razão pela qual é

obrigatória a adição de um odorante, que não altera suas condições de uso, pois permite

perceber com maior facilidade algum eventual vazamento (PETROBRAS, 2010).

Capítulo 1 – Introdução 2

Normalmente, este combustível é encontrado na natureza em reservatórios

profundos no subsolo, podendo ser de dois tipos: “livre” ou “não associado”, quando é

encontrado sozinho e “associado”, quando está dissolvido em petróleo. A proporção em

que o petróleo e o gás natural se encontram misturados na natureza varia muito

(RIGOLIN, 2007).

A produção nacional de gás natural é muito baixa para contemplar o consumo no

país. O Brasil é dependente do fornecimento de gás natural boliviano e devido à crise

política de 2006, em que o governo boliviano de Evo Morales nacionalizou os insumos

e a produção, novas medidas políticas brasileiras foram tomadas para não gerar uma

crise energética, como o investimento em exploração e produção de gás em bacias

brasileiras e instalações de terminais de regaseificação de gás natural liquefeito (GNL)

em pontos estratégicos.

A seguir são apresentadas as cinco fases distintas que integram a cadeia

produtiva do GN:

1) Fase de Exploração: Representa as expedições sísmicas, o tratamento e a

interpretação dos dados geofísicos, perfuração de poços, as sondagens eletromagnéticas,

a instalação de equipamentos e os testes de produção. A primeira etapa é a verificação

da existência de bacias sedimentares portadoras de rochas reservatórias ricas na

acumulação de hidrocarbonetos, através de testes sísmicos. Caso seja comprovada a

existência, é dado início a perfuração de um poço pioneiro para comprovação do nível

de acumulação. Após estas etapas, busca-se constatar a viabilidade da jazida para fins

comerciais, através de testes de formação e perfuração de poços de delimitação. A

última etapa é o mapeamento do reservatório, que em seguida é encaminhado para o

setor de produção (BRITTO, 2002).

2) Fase de Produção: Representa as atividades de perfuração, construção dos poços de

produção, instalação dos equipamentos, processamento e o tratamento (remoção de

elementos indesejáveis) do GN e injeção. Esta fase também compreende a assinatura

dos contratos garantindo a distribuição do GN. Assim, nesta fase tem-se a definição da

curva de produção e a infraestrutura necessária para a sua extração a partir dos mapas


do reservatório. A seguir o gás natural precisa ser tratado antes de sua comercialização,

portanto, assim que o gás natural (associado e não associado) é retirado de uma rocha

reservatório, passa por vasos separadores de partículas líquidas (água e hidrocarbonetos

líquidos) e sólidas (particulados, produtos de corrosão). Se o nível de resíduos de

enxofre estiver em excesso, o gás passará por Unidades de Dessulfurização, sendo

depois transferido para as Unidades de Processamento do Gás Natural (UPGN). Por

último, parte do GN pode ser aproveitada para estimular a recuperação do petróleo

através dos métodos de reinjeção de gás, cogeração de energia através de turbinas a gás

ou a queima de gás que é permitida somente em situações de emergência devido à

preocupação ambiental, uma vez que causa o efeito estufa (BRITTO, 2002).

3) Fase de Transporte: As tecnologias disponíveis para o aproveitamento do gás natural

são extremamente limitadas e caras, sendo as mais utilizadas o Gás Natural Liquefeito e

o Gasoduto. Contudo, estas tecnologias necessitam de enormes reservas provadas de

gás e de alto investimento inicial em infraestrutura, não viabilizando economicamente o

desenvolvimento de muitos campos de exploração de gás associados ou não associados

(BRITTO, 2002).

Atualmente, as tecnologias de aproveitamento do GN no mercado são

classificadas de acordo com o tipo de transformação, que podem ser química ou física.

Podemos destacar as tecnologias que utilizam transformações físicas, que são

(MOURA, 2007):

Gasoduto (Pipelines): Transporte de GN no estado gasoso através de sistemas de

compressão para o escoamento do gás em dutos;

GNL (Gás Natural Liquefeito): Transporte de GN no estado líquido por meio de

navios, barcaças e caminhões criogênicos (resfriados) na forma de gás natural

liquefeito a temperaturas inferiores a -160 ºC;

GNC (Gás Natural Comprimido): Transporte de GN no estado gasoso por meio

de navios, barcaças e caminhões em cilindros de alta pressão próxima ao fator de

compressibilidade do gás;

GTW (Gas to Wire): Utilização do GN como fonte de combustível para geração

de energia elétrica;


HGN (Hidrato de Gás Natural): Transporte de GN no estado sólido, na qual as

moléculas de água encapsulam moléculas de gás, ou seja, o GN é aprisionado

formando um composto cristalino sólido.

Para as tecnologias de aproveitamento do GN que utilizam transformações

químicas, podemos destacar o (MOURA, 2007):

GTL (Gas to Liquid): Conversão de GN em hidrocarbonetos líquidos estáveis

como gasolina, lubrificante, diesel, metanol, dimetil éter (DME) a partir de

processos químicos.

4) Fase de Armazenagem: Engloba a escolha do local para armazenar o GN e equilibrar

a oferta e a demanda pelo produto durante todo ano (BRITTO, 2002).

5) Fase de Distribuição: É o momento em que o gás chega ao consumidor final para uso

industrial, automotivo, comercial ou residencial. Nesta fase, o gás já deve estar

atendendo a padrões rígidos de especificação e, praticamente, isento de contaminantes,

para não causar problemas aos equipamentos onde será utilizado como combustível ou

matéria-prima. Quando necessário, deverá também estar odorizado, para ser detectado

facilmente em caso de vazamentos (BRITTO, 2002).

O presente trabalho tem como objetivo principal propor um procedimento para

avaliar e escolher a melhor tecnologia de aproveitamento do gás natural conhecendo-se

a fonte e local de demanda. As tecnologias de aproveitamento do gás natural serão

avaliadas a partir dos métodos de análise de viabilidade econômica de projetos: Valor

Presente Líquido, Taxa Interna de Retorno e Payback.

A avaliação econômica de projeto das tecnologias mencionadas foi realizada

utilizando estes métodos, na qual o projeto foi dividido em 4 partes, em custo de capital

de investimento (CAPEX), custo de operação (OPEX), custo de tarifa de transporte e

receita. As principais variáveis para este estudo de viabilidade econômica das

tecnologias de aproveitamento do gás natural em relação à fonte e o destino deste gás


nos mercados consumidores são: a vazão de gás natural utilizada em milhões de pés

cúbicos padrão por dia (MMSCFD) e a distância (km).

O núcleo da dissertação será apresentado em 7 capítulos, cujos assuntos são

descritos e apresentados a seguir.

O capítulo 1 apresenta uma breve introdução sobre as principais formas de

aproveitamento do gás natural atualmente, bem como a cadeia produtiva desta fonte de

energia.

O capítulo 2 apresenta um levantamento de dados sobre o cenário do gás natural

no Brasil dividido em três etapas. A primeira etapa enfatiza a matriz energética

brasileira, assim como a oferta de energia interna, a demanda e consumo de gás natural.

A segunda etapa enfatiza o panorama atual da infraestrutura de transporte do gás natural

no Brasil e a terceira etapa aborda um estudo das tecnologias, tais como: as

características, condições e processos de operação.

O capítulo 3 apresenta os custos de cada tecnologia de aproveitamento do gás

natural, dados de entrada, taxas de conversões de energia e unidades, tanto no segmento

Offshore1

quanto Onshore2, na qual foram programados no Microsoft

© Excel. Também

apresenta os métodos de viabilidade econômica de projetos mais utilizados atualmente

pelas empresas como forma de avaliar se um projeto é viável ou não economicamente,

as vantagens e desvantagens da aplicação de cada método.

O capítulo 4 apresenta uma revisão de trabalhos publicados sobre a viabilidade

econômica das tecnologias de aproveitamento do gás natural. Foram selecionados

alguns dados de custos de cada tecnologia, preço de compra e venda do gás natural e

investimentos para o cálculo de viabilidade destas tecnologias em função da vazão e

distância.

________________________________ 1 Onshore: Localizado ou operado na terra;

2 Offshore: Localizado ou operado em mar;


O capítulo 5 apresenta os resultados referentes à viabilidade econômica destas

tecnologias tanto no segmento Offshore quanto Onshore e os estudos de caso sob a

influência das principais variáveis (vazão e distância) destas tecnologias através dos

métodos de avaliação econômica de projetos estudados (valor presente líquido, payback

e taxa interna de retorno).

O capítulo 6 apresenta um estudo de análise de sensibilidade econômica das

formas de aproveitamento do gás natural tanto no segmento Offshore quanto Onshore,

para uma variação da taxa de desconto e preço de venda do gás natural utilizando o

método do valor presente líquido, com a finalidade de se verificar a viabilidade destas

tecnologias em relação a sensibilidade destas variáveis.

Finalmente, no capítulo 7 são relatadas as conclusões do estudo de viabilidade

econômica das tecnologias de aproveitamento do gás natural assim como as sugestões

para trabalhos futuros.

Capítulo 2

Cenário do Gás Natural

2.1 – Competitividade do gás natural no Brasil

A necessidade de importação de gás natural para o atendimento da demanda

doméstica esperada (termelétrica e não-termelétrica) está corroborada pela decisão da

implantação dos dois primeiros terminais em Pecém (CE) e Baia de Guanabara (RJ) de

armazenamento e regaseificação de GNL do País em operação desde 2009, com

capacidade para receber e transferir, respectivamente 7 milhões m3/dia e 14 milhões

m3/dia, além da visualização da necessidade de um terceiro e um quarto terminais, com

localizações ainda por definir (PETROBRAS, 2010).

A oferta de gás natural no Brasil, segundo sua fonte, é classificada em:

(i) gás de produção nacional;

(ii) gás importado boliviano;

(iii) gás importado via GNL (no Nordeste e no Sudeste).

O mercado de gás natural no Brasil vem observando um grande crescimento nos

últimos anos, influenciado por vários fatores, entre eles, a competitividade do gás frente

outras fontes de energia. Quantidades complementares de gás, para atendimento de

eventuais desequilíbrios entre a demanda e oferta de gás, serão consideradas supridas

por importação via GNL. O volume de importação de gás via GNL, neste decênio, estará

sujeito a variações que dependerão dos resultados das ofertas oriundas das novas

descobertas do pré-sal e dos ritmos possíveis das instalações destes sistemas de

produção. A competitividade entre o gás natural e outras fontes de energia em cada

Capítulo 2 – Cenário do Gás Natural 8

segmento, como por exemplo, o óleo combustível de alto teor de enxofre (OCATE) no

segmento industrial, constitui-se como orientadora na elaboração das projeções das

demandas e a determinação da relação de competitividade de preços com o GN (EPE,

PDE - 2010/2019).

2.1.1 – Oferta Interna de Energia (OIE)

De acordo com a Tabela 2.1, a Oferta Interna de Energia (OIE) no Brasil cresceu

com exceção do ano de 2009, devido à crise econômica mundial no final de 2008

gerando reflexos no ano seguinte, tendo uma redução de 18,5% na oferta interna de gás

natural. A OIE no Brasil atingiu 243,9 milhões de toneladas equivalentes de petróleo

(tep), sendo que, deste total, 115,3 milhões, ou 47,3%, corresponderam à energia

renovável, o que faz da matriz energética brasileira uma das mais limpas do mundo em

termos da relação do volume de emissões de gases de efeito estufa pelo total de energia

ofertada (BEN, 2010).

Tabela 2.1: Oferta Interna de Energia no Brasil (10³ tep) Fontes 2006 2007 2008 2009

Oferta Total 226.344 237.828 252.638 243.930

Energia Não Renovável 124.464 129.068 136.616 128.572

Petróleo e Derivados 85.545 89.239 92.410 92.422

Gás Natural 21.716 22.165 25.934 21.145

Carvão Mineral e Coque 13.537 14.356 14.562 11.572

Urânio (U3O8) 3.667 3.309 3.709 3.434

Energia Renovável 101.880 108.760 116.022 115.357

Hidráulica e Eletricidade 33.537 35.505 35.412 37.064

Lenha e Carvão Vegetal 28.589 28.628 29.269 24.610

Derivados da Cana 32.999 37.847 42.866 44.447

Outras Renováveis 6.754 6.780 8.475 9.237

Fonte: BEN, 2010.

De acordo com a Tabela 2.2, a energia hidráulica deixou de ser a maior

contribuinte isolada entre as fontes renováveis em termos de energia primária

equivalente, tendo sido superada pelos “produtos da cana-de-açúcar”. Em 2007 houve

significativo crescimento na oferta deste grupo de energéticos, como reflexo da

expansão da produção de etanol, que avançou 8,9% e representa 15,9% da estrutura da

oferta interna de energia no Brasil (BEN, 2010).


Na composição da matriz energética nacional, considerada a participação dos

diferentes insumos energéticos na OIE, a maioria das fontes teve sua participação

reduzida em 2009, com exceção do Petróleo e derivados, derivados da cana, energia

hidráulica e eletricidade, outras fontes renováveis. O conjunto de outras fontes

renováveis, que inclui a lixívia (subproduto do processo de fabricação de celulose),

resíduos florestais e outras recuperações de processos industriais, também apresentou

crescimento em 2007 (BEN, 2010).

Tabela 2.2: Estrutura da Oferta Interna de Energia no Brasil (%). Energético 2006 2007 2008 2009

Energia Não Renovável 55,0 54,3 54,1 52,7

Petróleo e Derivados 37,8 37,5 36,6 37,9

Gás Natural 9,6 9,3 10,3 8,7

Carvão Mineral e Coque 6,0 6,0 5,8 4,7

Urânio (U3O8) 1,6 1,4 1,5 1,4

Energia Renovável 45,0 45,7 45,9 47,3

Hidráulica e Eletricidade 14,8 14,9 14,0 15,2

Lenha e Carvão Vegetal 12,6 12,0 11,6 10,1

Derivados da Cana 14,6 15,9 17,0 18,2

Outras Renováveis 3,0 2,9 3,4 3,8

Fonte: BEN, 2010.

2.1.2 – Reservas3 Provadas de Petróleo e Gás Natural

O gás natural é uma fonte de energia que vem apresentando significativo

desenvolvimento nos últimos anos. A descoberta de novas reservas nacionais, elevando

o seu volume para 366,5 bilhões de m³ ao final de 2009 e a importação da Bolívia

permitiram ampliar sua utilização nas últimas décadas, o que resultou em melhorias de

eficiência energética e de qualidade do meio ambiente, uma vez que o gás natural é o

menos poluente dos combustíveis fósseis.

De acordo com a Tabela 2.3, as reservas provadas3 de gás natural que incluem

reservas de campos em desenvolvimento, tiveram um acréscimo de 2,2 bilhões de

metros cúbicos em 2009, representando aumento de 0,6% sobre o ano anterior e um

aumento de 49,4% em relação ao ano de 2003 (BEN, 2010).

__________________ 3 Provadas: Volumes estimados de óleo, gás natural e líquido de gás natural que, pela análise dos dados

de geologia e de engenharia, apresentam razoável certeza de ser recuperáveis, no futuro, de

reservatórios conhecidos sob condições econômicas, regulamentos e métodos de operação existentes, ou

seja, a preços e custos vigentes na época da avaliação.


Tabela 2.3: Reservas Provadas de Petróleo e Gás Natural

Anos Petróleo (103 m

3) Gás Natural (10

6 m

3)

2003 1.685.518 245.340

2004 1.787.500 326.084

2005 1.871.640 306.395

2006 1.936.665 347.903

2007 2.006.970 364.991

2008 2.035.200 364.236

2009 2.044.091 366.467

Fonte: BEN, 2010.

De acordo com a Tabela 2.4, podemos observar as reservas provadas de petróleo

e gás natural de acordo com cada região no Brasil. A partir desta tabela, podemos

verificar quais as regiões do Brasil não possuem reservas de gás natural ou apresentam

baixo volume de gás, indicando pouca oferta de gás nestes centros consumidores.

Tabela 2.4: Reservas Provadas de Petróleo e GN por região no Brasil Petróleo Gás Natural

106 m

3 10

6 bbl 10

6 m

3

BRASIL 2.044 12.857 366.467

NORTE 18 114 52.397

Rondônia - - -

Acre - - -

Amazonas 18 114 52.397

Roraima - - -

Pará - - -

Amapá - - -

Tocantins - - -

NORDESTE 161 1.014 53.106

Maranhão - - -

Piauí - - -

Ceará 12 74 784

Rio Grande do Norte 58 365 10.014

Paraíba - - -

Pernambuco - - -

Alagoas 1 6 3.490

Sergipe 41 258 3.448

Bahia 49 311 35.371

SUDESTE 1860 11.700 260.046

Minas Gerais - - -

Espírito Santo 206 1.293 47.692

Rio de Janeiro 1.651 10.382 166.165

São Paulo 4 24 46.189

SUL 5 30 918

Paraná 4 24 688

Santa Catarina 1 5 230

Rio Grande do Sul - - -

CENTRO-OESTE - - -

Mato Grosso do Sul - - -

Mato Grosso - - -

Goiás - - -

Distrito Federal - - -

Fonte: BEN, 2010.


2.1.3 – Projeção da demanda de gás natural no Brasil

A projeção de demanda de gás natural foi obtida através do Plano Decenal de

Energia com as companhias distribuidoras de gás canalizado e a Associação Brasileira

das Empresas Distribuidoras de Gás Canalizado - ABEGÁS. A demanda de gás natural

considerada, é a demanda final energética, isto é, a demanda correspondente ao mercado

das companhias distribuidoras de gás canalizado com suprimento definido

(distribuidoras operacionais e distribuidoras em fase pré-operacional que já dispõem de

contrato de suprimento), relativa aos segmentos residencial, comercial, industrial,

automotivo e outros (EPE, PDE 2010/2019).

A Tabela 2.5 consolida os resultados obtidos para a projeção do consumo final

energético de gás natural, por região geográfica, excluindo-se o consumo do setor

energético. Todas as regiões apresentarão crescimento da demanda de GN, sendo a

região sudeste a que apresentará o maior consumo final do GN em uma projeção de

crescimento na próxima década.

Tabela 2.5: Projeção do consumo final energético de GN por região (10³ m³/dia) Ano Norte Nordeste Sul Sudeste Centro-Oeste Brasil

2010 136 5.038 3.839 25.228 303 34.544

2014 354 8.843 5.353 35.525 468 50.543

2019 411 11.582 6.772 43.163 583 62.511

Período Acréscimo médio *

2010-2019 411 7.129 3.731 22.369 325 33.966

Período Variação (% ao ano) *

2010-2014 - 14,7 12,0 11,3 12,7 12,1

2015-2019 3,0 5,5 4,8 4,0 4,5 4,3

2010-2019 - 10,0 8,3 7,6 8,5 8,2

Notas: Foi incluído o consumo dos setores industrial/agropecuário, transportes, residencial,

comercial/público. Não inclui consumo no setor energético e com matéria-prima, cogeração4,

consumo downstream5 do sistema Petrobras e consumo termelétrico.

* Variações médias anuais nos períodos, a partir de 2009 e 2014.

Fonte: EPE (PDE), 2010/2019.

__________________ 4

Cogeração: Processo operado numa instalação específica para fins da produção combinada das

utilidades calor e energia mecânica, esta geralmente convertida total ou parcialmente em energia

elétrica, a partir da energia disponibilizada por uma fonte primária. 5

O termo downstream, na Petrobras, está ligado à boa parte da estrutura operacional da Companhia:

suas refinarias, fábricas de fertilizantes, bases, dutos, terminais e navios.


De acordo com a Figura 2.1, todos os segmentos apresentarão crescimento da

demanda de GN, sendo o segmento industrial o que apresentará maior consumo final de

GN em uma projeção de crescimento na próxima década. A figura apresenta as

seguintes parcelas da demanda de gás natural: (i) consumo final energético por setor

(industrial, comercial, residencial, transportes, agropecuário e outros); (ii) consumo

termelétrico médio, função do despacho esperado das usinas termoelétricas (UTE) a gás

natural, que corresponde ao consumo de transformação na usina; (iii) consumo de gás

natural nas fábricas de fertilizantes, composto pelos consumos não energético (matéria-

prima) e energético; e (iv) consumo adicional termelétrico, associado à operação na

potência nominal.

Notas: (1) Inclui cogeração. (2) Corresponde à diferença entre a geração máxima e a esperada.

Figura 2.1: Projeção do consumo final energético de gás natural, por segmento (106 m³/dia) – 2010/2019.

Fonte: EPE (PDE), 2010/2019.


2.2 – Panorama atual da infraestrutura de transporte de gás natural no Brasil

A Figura 2.2 apresenta um mapa com os respectivos Gasodutos de transporte de

gás natural em operação e em fase de construção. Inclui também as localizações das

usinas de geração de energia, PCH (Pequenas centrais hidrelétricas), Óleo e Gás natural

(PETROBRAS, 2010).

Observa-se que as regiões do interior do Brasil não apresentam Gasodutos

devido ao alto custo de investimento para distâncias longas. Os Gasodutos encontram-se

somente nos principais centros consumidores do país que são próximos as regiões

litorâneas e as reservas de gás natural

Figura 2.2: Mapa do Brasil com a rede de Gasoduto.

Fonte PETROBRAS, 2010.


2.3 – Expansões previstas da infraestrutura de transporte de gás natural

É previsto, para os próximos anos, um elevado montante de investimentos

necessários à expansão da infraestrutura do gás natural consistindo de ampliações e

construções de novos Gasodutos, instalação de terminais de GNL e unidades de

processamento (UPGN) ou unidade de ajuste do ponto de orvalho (DPP) para

especificação do gás natural. A Tabela 2.6 apresenta o resumo dos investimentos

previstos para estes projetos nos períodos relativos aos últimos quatro anos (incluindo

2010) e posterior a 2010.

Tabela 2.6: Estimativa de investimentos em Infraestrutura de transporte de GN

Projetos (2007-2010) R$ bilhôes

(1)

Últimos 4 anos Após 2010

Gasodutos (2) 15,07 1,12

GNL (3) 3,43 13,70

UPGNs (4) 6,70 0,04

Total 26,20 14,86

(1) Os valores de investimentos disponíveis são totalizados desde o ano de 2007;

(2) Refere-se aos projetos de construção de novos Gasodutos;

(3) Refere-se aos Terminais de Pecém (CE), Baía de Guanabara (RJ), Complexo de GNL e ao

projeto de GNL offshore.

(4) Refere-se aos projetos de processamento de gás.

Fonte: EPE (PDE), 2010/2019.

Desde janeiro de 2009, entraram em operação os terminais de GNL, terminal de

Pecém, em São Gonçalo do Amarante (CE) com capacidade de 7 milhões m3/dia e o

terminal da Baía de Guanabara (RJ) com capacidade de 14 milhões m3/dia. Os terminais

de regaseificação de GNL devem complementar e servir como alternativa às ampliações

adicionais na infraestrutura de Gasodutos até, pelo menos, que se confirmem os grandes

volumes de gás associado e não associado das novas áreas do pré-sal ainda em

avaliação. Além destes dois terminais de GNL, há a previsão de mais dois terminais

ainda em estudo para ampliar a capacidade de oferta de gás natural para 35 milhões

m3/dia devido ao aumento considerável das demandas termelétricas, e não-termelétricas

(Petrobras, 2010).


2.4 – Tecnologias de aproveitamento do gás natural

De acordo com o cenário do gás natural, existe uma grande preocupação com o

aproveitamento do gás natural tendo em vista que a demanda por este produto vem

crescendo ao longo dos anos. Atualmente, existem seis opções tecnológicas

disseminadas no mercado para o aproveitamento do gás natural, que podem ser:

i) Transporte do gás natural em estado transitório por redução de volume como

Gasoduto, GNL, GNC e HGN;

iii) Aproveitamento do gás natural para a conversão química em outros produtos de

maior valor agregado (GTL);

iv) Aproveitamento do gás natural para a conversão em energia elétrica e transmissão

via cabo (GTW).

A seguir, serão apresentadas as principais tecnologias de aproveitamento do gás

natural a serem estudadas:

2.4.1 – Gás Natural Liquefeito (GNL)

A tecnologia para liquefação do gás foi desenvolvida na primeira metade do

século XX, com o intuito de extrair hélio do ar. Na década de quarenta, esta tecnologia

foi adaptada pela indústria americana de gás natural, inicialmente para armazenar

quantidades substanciais de gás em espaço pequeno, tendo em vista as variações diárias

e sazonais da demanda. Em 1959, a primeira carga de gás natural liquefeito (GNL) foi

transportada dos Estados Unidos para a Inglaterra em navio especialmente preparado

para este produto. O êxito desta viagem conduziu à construção da primeira unidade de

GNL na Argélia, no início da década de 60 (BR, 2009).

O GNL é um gás natural resfriado a temperaturas inferiores a - 160°C, visando

transferência e estocagem como líquido. Este processo de liquefação é um tanto

complexo e custoso, portanto requer uma grande quantidade de energia para que possa

ser concluído. Em resumo, o processo de liquefação do gás natural engloba várias

etapas, e pode ser apresentada como uma cadeia de processos que começa na produção


do GN, depois a liquefação, transporte, que pode ser: marítimo, fluvial, trens ou

caminhões, armazenamento e regaseificação no destino e finalmente a distribuição. Sua

composição é predominantemente metano e pode conter também quantidades variáveis

de etano, propano, butano, gás carbônico e nitrogênio. A vantagem de se liquefazer o

GN é devido a sua redução de volume quando comparado ao seu estado gasoso,

ocupando cerca de 600 vezes menos espaço para uma mesma quantidade de gás na

pressão de 1 atm, facilitando assim o transporte e armazenamento deste recurso

(MOURA, 2007).

Existem diversos países importadores de GNL, e doze produtores (Indonésia,

Argélia, Malásia, Catar, Austrália, Brunei, Nigéria, Abu Dhabi, Trinidad e Tobago,

Omã, EUA e Líbia). Neles estão operando cerca de 20 plantas, várias delas em

ampliação, abastecendo a Europa e o Extremo Oriente (Japão, Coréia e Taiwan), e já

agora iniciando o abastecimento da costa leste americana (RIGOLIN, 2007).

Uma das desvantagens da tecnologia do GNL está no alto investimento, pois

cerca da metade do capital total é direcionado para a construção da planta de liquefação

(compressores, sistema de refrigeração a base de trocadores de calor e gases

refrigerantes) e tratamento prévio para a retirada de impurezas do GN para possibilitar a

liquefação (BAIOCO, 2007).

No Brasil, o desenvolvimento dessa tecnologia visa facilitar o transporte do GN

para pequenos centros consumidores, onde a construção de Gasodutos torna-se inviável

pela baixa demanda e para exportação de GNL (BAIOCO, 2007).

A Figura 2.3 representa a cadeia de transporte de GNL que vai deste a

exploração até os consumidores, como por exemplo, termoelétricas.

Figura 2.3: Cadeia de transporte de GNL.

Fonte: RODENHEBER, 2007.


Desde 2004, aproximadamente três quartos dos novos metaneiros6 em

construção ou em plano são do tipo membrana7 devido principalmente ao objetivo de

ampliar a capacidade de carga, aproveitando todo espaço do navio, reduzindo os custos

de capital e tempo de construção, enquanto que a outra parte é projetada para ser do tipo

esférico ou Moss8, conforme apresentado nas Figuras 2.4 e 2.5. Os metaneiros são

comprados pelos produtores de GNL, mas, às vezes, também são construídos

independentes de um projeto específico de GNL (RIGOLIN, 2007).

Figura 2.4: Navio do tipo membrana para transporte de GNL.

Fonte: U. S. Department of energy, 2009.

Figura 2.5: Navio do tipo esfera para transporte de GNL.


__________________ 6

Metaneiros: Navios construídos para o transporte de gás natural; 7 Construídos com paredes de pequena espessura (membrana) de aço suportadas pela estrutura (casco)

do navio através de uma barreira isolada, podendo expandir e contrair livremente; 8 Construídos com esferas de alumínio apoiados nos anéis equatoriais do navio, suportam integralmente

o peso da carga.


No terminal marinho ou instalação satélite, conforme pode ser observado nas

Figuras 2.6 e 2.7, bombas transferem o GNL dos tanques de armazenagem para sistemas

aquecidos, sendo que o líquido rapidamente retorna ao estado de vapor. Os sistemas de

“temperatura ambiente” usam calor do ar ou da água do mar (geralmente a água está

fria, mas é mais quente que o GNL) para vaporizar o líquido criogênico, neste caso, o

sistema de “temperatura ambiente” adiciona calor para queima de combustível para

esquentar indiretamente o GNL através de um liquido intermediário. O gás natural

estará pronto para ser entregue às redes de Gasodutos nacionais de transmissão e

distribuição para usos residenciais, industriais ou geração elétrica, utilizando as turbinas

a gás (RIGOLIN, 2007).

Figura 2.6: Terminal marinho de regaseificação de GNL no Rio de Janeiro.

Fonte: Revista Fator, 2009.

Figura 2.7: Terminal marinho de regaseificação e armazenamento de GNL,

Lake Charles, LA, USA.



O GNL também pode ser transportado a granel através de caminhões com

tanques especiais com capacidade de até 65 mil litros de gás liquefeito, conforme pode

ser observado na Figura 2.8 (CEM International, 2009).

Estes caminhões são construídos com material isolante térmico, chamado de

tanques criogênicos. Servem para abastecer mercados de médio e pequeno porte,

geralmente longe de Gasodutos de transporte. O comprador ou distribuidor de GNL

deverá possuir tanques de armazenamento para o GNL e, dependendo do uso, uma

pequena central de regaseificação para este gás (RIGOLIN, 2007).

Figura 2.8: Transporte de GNL em caminhões

Fonte: CEM International, 2009.

Outro meio de transportar o GNL é através de trens. O meio ferroviário pode ser

viável quando se demandam altos volumes de gás natural e já existam ferrovias

implantadas no local. Os trens serão compostos de uma ou mais locomotivas e de

vagões especiais projetados para armazenar este GNL. O volume máximo de cada vagão

pode chegar a 120.000 litros de GNL, ou o equivalente a 72.000 m³ de gás natural em

seu estado normal. Cada trem pode ter até 200 vagões (baseado no sistema norte-

americano), representando um grande volume transportado por composição

(aproximadamente 14,4 milhões m³ de gás natural / trem). Cada trem roda a uma

velocidade de até 100 km/h dependendo do local do trajeto. No consumo devem existir

reservatórios para estocar o GNL enquanto o trem volta pra buscar mais gás liquefeito.

Geralmente, para que se mantenha um sistema de entrega eficaz, utiliza-se mais de um


trem, enquanto um está entregando o GNL, outro já está preparado para fazer a viagem

até o destino novamente (RIGOLIN, 2007).

A estocagem de GNL ajuda a suprir as necessidades de consumo nos dias mais

frios do inverno, particularmente do gás utilizado substancialmente pelos consumidores

residenciais e então uma demanda altamente sazonal do gás. Em um desses dias de pico

de demanda, o armazenamento do GNL mostra-se indispensável devido sua rápida

capacidade de regaseificar e entregar grandes capacidades de gás natural aos sistemas de

distribuição regionais (RIGOLIN, 2007).

Antes da regaseificação, o GNL é estocado em pressão atmosférica em tanques

isolados de dupla parede, altamente seguros. As paredes do tanque, compostas de um

aço especial de alta pureza combinado com níquel e alumínio e recoberto com concreto

compactado, são capazes de manter as temperaturas criogênicas. Os tanques de

estocagem de GNL são feitos a partir de blocos de concreto vitrificados com perlite9 e

com adição de cimento Portland, tudo reforçado com barras de aço. Estes blocos

separam o tanque criogênico do chão. O perlite também é usado para isolamento das

paredes do tanque, conforme apresentado na Figura 2.9 (RIGOLIN, 2007).

Figura 2.9: Isolamento térmico dos tanques de armazenamento de GNL


______________________ 9 Perlite ou perlita é um tipo de vidro vulcânico, de composição riolítica que tem seu ponto de fusão a

1260 °C.

http://pt.wikipedia.org/wiki/Vidro_vulc%C3%A2nico

http://pt.wikipedia.org/wiki/Riolito


Para segurança contra vazamentos, alguns tanques de estocagem têm um sistema

de duplo compartimento, sendo que, tanto o tanque interno quanto o externo são

capazes de armazenar o GNL (RIGOLIN, 2007).

Os regaseificadores podem usar água do mar para reaquecer o GNL, ou vapor

quando há uma termelétrica nos arredores, como é muito frequente. Neste caso, a

expansão do gás ao se vaporizar poderá acionar turbinas, capazes de adicionar alguma

potência à termelétrica. Há ainda uma possibilidade de usar o frio liberado na

regaseificação para indústria de alimentos (RIGOLIN, 2007).

De acordo com a Figura 2.10, os custos envolvidos em uma planta de GNL vão

desde a construção, sistema de transporte, até aos terminais regaseificadores. O

transporte do GNL corresponde a uma parcela de 10 a 30% dos custos totais na cadeia

de valor do GNL (RIGOLIN, 2007).

Figura 2.10: Custos da cadeia de valor do GNL

Fonte: RIGOLIN, 2007.

2.4.2 – Pipelines (Gasodutos)

Este tipo de transporte é composto por Gasodutos, sistemas de compressão,

redução de pressão, medição, superfície e controle, armazenamento, com a finalidade de

disponibilizar o gás natural as companhias distribuidoras em todos os pontos de entrega

localizados ao longo da diretriz. O transporte por dutos utiliza uma pressão de 70 a 100


bar com uma redução de volume de 60 a 90 vezes em relação ao volume ocupado nas

condições normais. A Figura 2.11 representa um esquema da cadeia de transporte de

GN por Gasoduto (MOURA, 2007).

Figura 2.11: Esquema da cadeia de um Gasoduto.

Fonte: MOURA, 2007.

Essencialmente, existem três tipos de Gasodutos responsáveis pelo transporte do

gás natural: os que levam o gás do ponto de extração às unidades de separação e

tratamento, que geralmente têm diâmetro e pressão pequenos quando comparados aos

interestaduais, os que podem distribuir o gás em vários pontos de seu trajeto através de

city-gates, que são um conjunto de instalações contendo manifolds10

, e os Gasodutos do

sistema de distribuição, que atuam em pressão mais baixa que os de transporte

(RIGOLIN, 2007).

Nos pontos de entrega do gás natural existem os city-gates, sistema de medição e

equipamentos que reduzem a pressão para entrar no sistema de distribuição local do gás

natural. A partir dos city-gates, inicia-se a rede de distribuição de gás, cuja

responsabilidade pertence integralmente à Companhia Distribuidora (RIGOLIN, 2007).

Os Gasodutos principais geralmente têm entre 16 e 42 polegadas de diâmetro.

Os Gasodutos que são ramificações da linha principal, geralmente possuem diâmetros

entre 6 e 16 polegadas. Os dutos de transporte são em sua maioria produzidos em

segmentos de aço unido através de soldas especiais e revestido com algumas camadas

protetoras, que são diferentes de acordo com o local aonde estes virão a ser instalados.

A maior parte destes é revestida com uma camada de resina de epóxi anticorrosivo

(RIGOLIN, 2007).

___________________ 10

Manifolds: Equipamento de regulação de vazão.


Para construção de um Gasoduto de transporte de GN são necessários de alguns

meses até anos de estudo para se determinar e planejar a necessidade energética da

região que será abastecida por este recurso (RIGOLIN, 2007).

Os segmentos de dutos serão soldados uns aos outros e colocados no interior da

vala. Para aferição do desempenho dos dutos, um teste hidrostático deve ser realizado.

Consiste em preencher com água à mesma pressão do que o gás ficará durante a

operação do duto para verificar se não há falhas ou fissuras ao longo do Gasoduto. Após

os testes realizados, o duto será coberto pela camada de terra que foi retirada da vala e

sinalizações de segurança serão espalhadas por todo o trajeto (RIGOLIN, 2007).

Se o Gasoduto cruzar áreas alagadas, como rios ou lagos, a vala pode ser aberta

no fundo da área alagada, porém o duto é inserido em uma caixa de concreto para evitar

que haja vazamento de gás na água e para permitir que o duto permaneça no fundo do

rio. Outra forma de cruzar áreas alagadas que é usada onde há rodovias, é a construção

de um túnel para a passagem da tubulação (RIGOLIN, 2007).

A Figura 2.12 representa um Gasoduto sendo implantado para o transporte de

GN.

Figura 2.12: Gasoduto sendo implantado.

Fonte: Petrobras, Banco de imagens, 2008.

Antes de qualquer passo é necessário ter em mãos o volume de GN que será

transportado no Gasoduto. A partir deste valor, a etapa seguinte está na escolha do


melhor especificação do aço para o duto, esta escolha varia de acordo com a pressão

desejável no projeto. O custo padrão dos tubos é dado em dólares americanos por metro

vezes polegadas (US$/m.pol), ou seja, considera o custo de acordo com o comprimento

e o diâmetro do duto. Alguns itens que devem ser incluídos neste cálculo são as válvulas

de bloqueio, geralmente usa-se uma a cada 20 km de construção, também se deve

incluir o custo dos compressores. Outros fatores, como os tipos de terrenos, tipo de

urbanização por onde o Gasoduto irá atravessar e os tipos de válvulas entram como

fatores multiplicadores nesses cálculos (RIGOLIN, 2007).

De acordo com a Figura 2.13, o fluxo de gás dentro dos tubos sofre uma perda

de energia por atrito, fazendo com que a pressão caia gradativamente, por isso é

necessária à instalação de estações de compressão ao longo da malha, para elevar a

pressão e permitir a continuidade do fluxo (PAUL POULALLION, 1986).

Figura 2.13: Sistema de Operação de um Gasoduto

Fonte: PAUL POULALLION, 1986.

2.4.3 – Gás Natural Comprimido (GNC)

O GNC é o gás natural processado e condicionado para o transporte em ampolas

ou cilindros, à temperatura ambiente, pressão de 70 a 250 bar, com uma redução de

volume de 60 a 225 vezes em relação ao volume ocupado nas condições normais

(MOURA, 2007).


O GNC pode ser denominado de gás em estado transitório, devido à redução de

volume e armazenamento em vasos de pressão. A atividade de distribuição de GNC a

granel consiste na aquisição, recebimento, compressão, armazenamento, distribuição,

comercialização e controle de qualidade. Essa opção permite o atendimento da demanda

em regiões onde não há infraestrutura de redes de distribuição de gás canalizado. Visa,

também, estimular o desenvolvimento de novos mercados de gás natural, uma vez que

possui alta flexibilidade. O aspecto negativo ao GNC refere-se à operação e o

transporte, que é complexa e envolve altos riscos de acidente devido às altas pressões de

operação (BAIOCO, 2007).

No sistema de transporte via GNC, primeiramente retira-se o gás natural em um

ponto de coleta do Gasoduto. Em seguida, comprime-se o gás através de uma estação de

compressão até encher a carreta de transporte, para depois transportar o gás até o ponto

de consumo. Neste momento, será feita a transferência do gás dos módulos para um

ponto de armazenagem no destino final (PERRUT, 2005).

A logística de atendimento pode ser feita através de um sistema conhecido como

estações mãe e filha, conforme apresentado na Figura 2.14, onde o GNC é transportado

por carretas. A estação mãe é a estação de compressão, a estação filha consiste nos

módulos de armazenamento que são transportados em carretas. As carretas levam os

módulos carregados da estação mãe até os pontos de consumo e voltam vazias para

buscar mais módulos cheios para substituir os vazios, fazendo isso num ciclo continuo

(RIGOLIN, 2007).

Figura 2.14: Exemplo de estações “mãe e filha” de GNC

Fonte: TRANSGAS, 2009.


A empresa Enersea Transport LCC desenvolveu o navio VOTRANS, para

transporte de GNC em distâncias longas através de tubos com diâmetro grande e isolado

termicamente. O GN tem que estar seco, comprimido e resfriado para ser armazenado.

O controle de temperatura, pressão, limitação de volume e quantidade de material nos

tubos são fatores essenciais para o transporte de GNC com segurança. Comparando as

tecnologias de transporte de GN, o custo da tecnologia de transporte de GNC é muito

menor do que a tecnologia de transporte de GNL. A Figura 2.15 apresenta o navio

VOTRANS utilizado no transporte de GNC, a quantidade de transporte de GN pode

chegar até 800 MMSCF, dependendo da capacidade do navio e a especificação do GN

(THOMAS, 2002).

Figura 2.15: Navio VOTRANS - Transporte de GNC.

Fonte: ENERSEA TRANSPORT LCC, 2009.

A empresa Sea Natural Gas desenvolveu o navio COSELLE, para transporte de

GNC para mercados de pequeno e grande consumidores. O design do navio é na forma

de um carrossel com tubos capaz de armazenar o GN em alta pressão com até 220 bar.

Os desenvolvedores desta tecnologia conseguiram diminuir os custos da fabricação de

navios de transporte de GNC tornando o mercado mais atrativo. A Figura 2.16 apresenta

o design do navio COSELLE e que de acordo com o fabricante, a quantidade de GN que

pode ser transportado por navio varia de 50 a 500 MMSCF (THOMAS, 2002).

http://www.enerseatransport.com/



Figura 2.16: Navio COSELLE - Transporte de GNC.

Fonte: SEA NATURAL GAS, 2009.

A tecnologia de GNC possibilita viabilizar através de navios (VOTRANS OU

COSELLE) o transporte de GN para o mercado consumidor. A viabilidade do transporte

de GNC por navio vai depender da quantidade de GN nas reservas, a demanda do

mercado e a distância. Além dos custos do navio, também tem o custo das instalações

de carregamento e descarregamento do GN, ou seja, o custo envolve deste a origem

(produção) até o destino (marcado) final (THOMAS, 2002). A Figura 2.17 apresenta o

terminal de descarregamento do GNC.

Figura 2.17: Terminal marítimo de descarregamento de GNC.

Fonte: XGAS, 2009.


2.4.4 – Hidrato de Gás Natural (HGN)

O HGN é um composto cristalino no qual as moléculas de água, associadas umas

às outras com ligações de hidrogênio, encapsulam moléculas de gás como o metano e

dióxido de carbono. Os HGN podem ser produzidos industrialmente de acordo com as

condições físicas de processo ou podem ser encontrados abundantemente em

sedimentos submarinhos nas margens continentais. A distribuição destes hidratos pode

ser mapeada através de perfilagem sísmica, perfis de poço, e amostragem geoquímica

(CLENNELL, 2000).

O presente estudo levou em consideração somente a produção industrial do

HGN, ou seja, não considera as reservas mundiais de HGN devido à falta de tecnologia

para a exploração, ao alto custo e os ricos ambientais.

Os hidratos de gás natural são substâncias sólidas, semelhantes ao gelo, tanto no

aspecto visual como em algumas propriedades, conforme apresentado na Figura 2.18.

São formados pela transformação física de água e moléculas de gás metano a -23ºC e 1

bar ou 2-3ºC e 10 bar. O aprisionamento do metano nas cavidades pode variar uma

redução de volume de 70-150 vezes em relação ao volume ocupado nas condições

normais (MOURA, 2007).

Figura 2.18: Forma do HGN

Fonte: KAWASAKI, 2008.


A empresa Japonesa de HGN desenvolveu uma planta para a produção 600

kg/dia de hidrato na forma de pellets conforme apresentado na Figura 2.19, que iniciará

a comercialização a partir do ano de 2012-2013. Em seguida, a Figura 2.20 representa a

cadeia de produção e transporte de HGN (NGH JAPAN, 2009).

Figura 2.19: Planta de HGN

Fonte: NGH JAPAN, 2009.

Figura 2.20: Cadeia de produção e transporte de HGN.

Fonte: NGH JAPAN, 2009.

As principais formas de transporte de HGN são: em pellets11

e slurry12

,

conforme apresentados nas Figuras 2.21 e 2.22 respectivamente (NGH JAPAN, 2009).

_______________________ 11

Partículas tipicamente pequenas formadas pela compressão do material original.

12 Mistura de partículas finas (sólidos) em um líquido, ou seja, mais caracterizado como uma lama.


Figura 2.21: hidrato de gás natural na forma de “pellets”

Fonte: WATANABE, 2008.

Figura 2.22: hidrato de gás natural na forma de “Slurry”

Fonte: NGH Japan, 2009.

2.4.5 – Gas to Liquid (GTL)

O aproveitamento do gás natural pode ser realizado através da tecnologia GTL.

O processo GTL é caracterizado pela redução do volume do gás natural, devido à

conversão química desse gás em outros produtos (hidrocarbonetos líquidos estáveis), a

partir de processos químicos.

A cadeia de produção é dividida basicamente em três etapas, conforme a

descrição a seguir e a Figura 2.23 (IFP, 2009).

i) Reforma do Gás Natural: conversão de gás natural em um gás de síntese (Syngas), ou

seja, uma mistura principal de CO e H2; O GTL em geral utiliza-se do processo

“Fischer-Tropsch”, sendo que nesta etapa do processo, o gás natural é convertido em

gás de síntese (CH4 + H2O CO + 2H2), onde as moléculas de metano reagem com


água (reação de reforma) em um reator de leito de leito fixo, tendo como base um

catalisador de reforma clássica, normalmente de níquel (RIGOLIN, 2007).

ii) Conversão do Syngas: utiliza reações catalíticas para converter o gás de síntese, em

hidrocarbonetos líquidos pelo processo de síntese de Fischer-Tropsch (FT) que é a

polimerização do monóxido de carbono e do hidrogênio gerando hidrocarbonetos (CO +

2 H2 hidrocarbonetos + CO2 + H2O). Nessa etapa, a reação é feita em um reator de

leito de lama, tendo um catalisador de ferro ou cobalto (RIGOLIN, 2007).

iii) Etapa de beneficiamento do produto: as cadeias lineares de carbonos são geradas e

submetidas a uma etapa de beneficiamento nas unidades de hidroisomerização,

hidrocraqueamento ou hidrotratamento dependendo do perfil de produtos desejado. Essa

etapa ocorre em um reator de leito fixo, com um catalisador com características mais

ácidas – normalmente uma zeólita e um metal nobre, como a platina (RIGOLIN, 2007).

Os combustíveis sintéticos resultantes desses processos são livres de enxofre e

particulados, o que contribui para a redução da emissão de poluentes. Além disso, o gás

de síntese resultante da reforma do gás natural também viabiliza a produção de insumos

petroquímicos, com maior valor agregado (BAIOCO, 2007).

Figura 2.23: Etapas da transformação do GTL

Fonte: IFP, 2009.

A transformação GTL pode gerar, a partir do gás natural, diesel, lubrificantes,

gasolina, parafinas, dimetil éter (DME), metanol, etc. O processo químico desta


tecnologia é transformar as moléculas de C em hidrocarbonetos de maior peso

molecular, gera um perfil de produtos que vai do metano até moléculas com 100 átomos

de carbono. Assim o líquido resultante não pode ser tratado como gás, é outra

substância. A Figura 2.24 apresenta uma planta de GTL com capacidade de 14.700

BBL/dia em Bintulu na Malásia.

Figura 2.24: Planta de GTL em Bintulu na Malásia.

Fonte: SHELL, site da empresa, 2009.

2.4.6 – Gas to Wire (GTW)

O aproveitamento do gás natural pode ser realizado através da tecnologia GTW.

O processo de GTW é caracterizado pela cogeração da energia do gás natural a energia

elétrica através de turbinas a gás. Posteriormente, ocorre a transmissão da eletricidade

gerada para os mercados usando cabos de alta voltagem submersos ou pela rede elétrica

das concessionárias. É uma tecnologia que o utiliza na zona de produção para gerar

eletricidade na boca do poço.

Esta forma de aproveitamento do GN requer, basicamente, a instalação de uma

planta de geração de energia elétrica na unidade de produção Offshore. Isto implica

numa ligação da plataforma Offshore à rede nacional de energia elétrica ou o

fornecimento direto aos consumidores industriais com alta demanda de energia

(BAIOCO, 2007).

A Figura 2.25 apresenta uma termoelétrica a GN com capacidade máxima de

130 MW de potência em Machala no Equador.


Figura 2.25: Turbina a gás natural.

Fonte: INDUSTCARDS, 2009.

Grande parcela do gás natural produzido é utilizada como combustível para

geração elétrica. Considera-se que esta eletricidade pode ser gerada em qualquer lugar,

mas preferencialmente próxima a produção do gás natural e assim transferido através de

linhas de transmissão até seu(s) destino(s), este é o principio do “GTW”. Por exemplo, a

eletricidade poderia ser gerada em térmicas Offshore (situadas em águas menos hostis) e

transportada até clientes Onshore ou até mesmo outros consumidores Offshore

(RIGOLIN, 2007).

Infelizmente as linhas subaquáticas podem ser quase tão caras quanto os dutos

de transporte de gás, mas o “GTW” não deixa de ser visto como uma alternativa para o

transporte do gás natural. Alguns consideram que o uso energético do gás natural no

consumidor final é mais flexível e tem melhor eficiência térmica, por que a perda de

calor pode ser usada como aquecimento local e dessalinização (RIGOLIN, 2007).

Para a transformação da energia do gás natural em eletricidade são necessárias

termoelétricas, onde o gás pode ser queimado para aquecimento de uma caldeira ou

aplicado diretamente em turbinas. O detalhamento técnico do funcionamento das

termelétricas não faz parte do estudo e sim apenas o rendimento médio para saber a

relação volume de gás natural por quantidade de eletricidade produzida em kW ou MW

(RIGOLIN, 2007).

Capítulo 3

Metodologia

O investimento de capital tem um importante papel na administração financeira,

através desse conceito, há um interesse pelo estudo das técnicas e critérios que norteiam

as decisões de investimentos por parte dos profissionais envolvidos com a análise de

projetos para que estes sejam mais rentáveis (SANTOS, 2009).

O estudo de viabilidade econômica de projetos de investimentos trata da

utilização dos diversos índices ou indicadores econômicos que são parâmetros

quantitativos que permitem ao decisor aceitar ou rejeitar propostas de investimentos.

Qualquer que seja o estudo de viabilidade econômica de um projeto de investimento, o

gerente estará sempre diante de uma comparação de, no mínimo, duas propostas, isto é,

o projeto que está sendo avaliado e uma segunda alternativa Z, que é deixar o capital

aplicado na taxa mínima de atratividade (SANTOS, 2009).

De acordo com os principais métodos de avaliação econômica de projetos de

investimentos, podemos classificá-los em dois critérios: critério de liquidez (Payback)

ou critério de rentabilidade (Valor Presente Líquido e Taxa Interna de Retorno)

(FABOZZI, 2003).

O fluxo de caixa apresenta os valores monetários (custos, investimentos,

receitas, despesas, etc...) positivos ou negativos recorrentes para cada período de tempo

do projeto estudado.

A partir de uma planilha do Microsoft©

Excel foi elaborado o fluxo de caixa

para cada tecnologia em estudo, incluindo os dados de custos (custos de investimento,

Capítulo 3 – Metodologia 35

operação, tarifa de transporte e preço de venda e compra do gás natural) e fatores de

conversões. Os métodos de avaliação econômica de projetos apresentados a seguir

foram utilizados para a quantificação matemática e os resultados foram avaliados diante

das propostas alternativas, permitindo ao gerente uma decisão consistente.

Estes métodos apresentam algumas premissas básicas (FABOZZI, 2003):

- O objetivo dos empreendimentos é maximizar o retorno do capital investido;

- Será sempre considerado o valor temporal do dinheiro (fluxo de caixa descontado);

- Teoricamente, existirá, sempre, uma determinada taxa de juros no mercado, a qual as

empresas podem financiar o necessário;

- A análise dos projetos será determinística, isto é, não existe incerteza. Os fluxos de

caixa são considerados como exatos;

- Os estudos de viabilidade econômica serão efetuados considerando-se, sempre, os

valores monetários expressos em uma moeda estável.

3.1 – Taxa Mínima de Atratividade (TMA)

Os métodos que empregam fluxo de caixa descontado, pressupõem que o

investidor em potencial tem recursos necessários ao projeto aplicados a uma taxa de

juros, ou pode financiar esses recursos a uma certa taxa de juros. A esta taxa de juros, da

aplicação ou do financiamento ou média entre ambas, chamamos de taxa mínima de

atratividade (SANTOS, 2009).

Quando aplicado um método de avaliação econômica que utiliza uma TMA, ou

também chamada de taxa de desconto, os valores monetários (investimento, receitas,

custos, etc...) envolvidos nos n períodos de tempo são trazidos para o instante zero

(hoje) descontado a esta TMA. A TMA é uma taxa de juros, que expressa uma

lucratividade mínima pretendida pelo investidor, e teoricamente, está sempre disponível

para aplicação do capital (SANTOS, 2009).


3.2 – Período Payback

O Período Payback ou tempo de retorno de capital é um critério de liquidez, e

diz respeito ao tempo necessário para que o investimento efetuado seja totalmente

recuperado com receitas líquidas do projeto. O critério de liquidez é adotado,

principalmente, quando existe insuficiência de caixa, ou seja, quando a empresa tem

restrição de capital. Assim serão preferidos os projetos cujo tempo de retorno sejam

menores. A liquidez de um projeto de investimento reflete a rapidez com que a empresa

recupera o investimento original. Quanto mais líquido for o projeto, isto é, quanto

menor for o tempo de recuperação do capital, menor será a exposição ao risco

(FABOZZI, 2003).

O Período Payback descontado (PPD) é definido como sendo o tempo

necessário para que as receitas líquidas provenientes do projeto, descontados a uma

TMA, tenham valor presente acumulado igual aos investimentos realizados, também

descontados a uma TMA (FABOZZI, 2003).

O cálculo do Período Payback Descontado (PPD) é definido pela equação (1) a

seguir:

(1)

O Payback simples também é definido como sendo o tempo necessário para que

as receitas líquidas provenientes do projeto tenham valor presente acumulado igual aos

investimentos realizados, mas neste caso, não são descontados a uma TMA (FABOZZI,

2003).

O cálculo do Período Payback Simples (PPS) é definido pela equação (2) a

seguir:


(2)

A seguir são apresentadas as principais características para aplicação desse

método de análise de investimento de projeto (FABOZZI, 2003):

Vantagens:

- É um método fácil de aplicação;

- Apresenta um resultado de fácil interpretação;

- Prioriza os fluxos de caixa em curto prazo, ou seja, acaba privilegiando a liquidez;

Desvantagens:

- Muitas empresas utilizam o Payback simples, neste caso, não leva em consideração o

valor temporal do dinheiro, ou seja, não utilizam uma taxa de desconto;

- Não leva em consideração o risco do projeto, caso não utilize uma taxa de desconto;

- Não considera todos os valores monetários do fluxo de caixa;

- Não é uma medida de rentabilidade do investimento;

- Pode desprezar projetos de amadurecimento lento.

3.3 – Valor Presente Líquido (VPL)

O método do VPL, também conhecido como método do valor atual, caracteriza-

se pela transferência para o instante zero dos valores monetários do fluxo de caixa,

descontados a uma TMA, ou seja, é a soma algébrica de todos os valores monetários

envolvidos nos n períodos de tempo, trazidos ao instante zero com taxa de desconto

igual à TMA. O VPL pode ser encarado como sendo o lucro, acima do produzido pela

TMA, do projeto hoje, ou a quantia máxima que se poderia investir em excesso ao

investimento original para que continuasse ainda viável. Ou seja, o VPL estabelece um

limite de acréscimo no investimento original para que o projeto ainda continue aceitável

(FABOZZI, 2003).


O cálculo do VPL é definido pela equação (3) a seguir:

(3)

Onde: Vj = Valor monetário ocorrido ao final do período j;

TMA = Taxa mínima de atratividade;

j = Período 0, 1, 2,..., n;

n = Número total de períodos.

O critério de decisão para avaliação econômica de um projeto de investimento se

baseia no resultado do VPL, que pode ser positivo, negativo ou nulo. O VPL positivo

indica que o projeto é viável, decisão de aceitar. Para o VPL negativo, indica que é

inviável, ou seja, decisão de rejeitar. E, no caso de o VPL ser nulo, a decisão é

indiferente. Ao analisar vários projetos, o projeto que apresentar VPL maior, será o mais

rentável (FABOZZI, 2003).



Vantagens:

- Leva em conta o valor temporal do dinheiro;

- Considera a depreciação quando utilizado o fluxo de caixa;

- Identifica se há aumento ou não do valor da empresa;

- Analisa todos os valores monetários do fluxo de caixa;

- Considera o risco no fluxo de caixa.

Desvantagens:

- Capacidade de prever com precisão os valores e taxas anuais do fluxo de caixa futuro

(custo de oportunidade do capital);

n

jj

j

TMA

VVPL

0 )1(


- Admitir que a taxa não varie com o tempo, o que não é verdade na maioria dos casos;

- Pode ser de difícil interpretação, pois o resultado é em valor monetário.

3.4 – Taxa Interna de Retorno (TIR)

A TIR de um projeto de investimento é definida como sendo a taxa de desconto

que torna o VPL do seu fluxo de caixa igual a zero. A TIR independe da taxa de juros

do mercado financeiro. É uma taxa intrínseca do projeto, depende apenas dos fluxos de

caixa projetados. O critério de decisão para avaliação de um projeto de investimento se

baseia na comparação da TIR com a TMA. Quando a TIR > TMA, o projeto é viável,

decisão de aceitar. Para TIR < TMA, o projeto é inviável, decisão de rejeitar. Já para

TIR = TMA, a decisão é indiferente. Em teoria, não podemos comparar vários projetos

com os valores da TIR, devido às variações dos custos, e principalmente porque a TIR é

uma variável intrínseca do projeto (FABOZZI, 2003).

O cálculo da TIR é definido pela equação (4) abaixo:

(4)

Onde: Vj = Valor monetário ocorrido ao final do período j;

TIR = Taxa interna de retorno;

j = Período 0, 1, 2,..., n;

n = Número total de períodos.



Vantagens:

- O resultado é uma taxa, em porcentagem;

- É de fácil assimilação empresarial, pois a mensuração (percentual) é bastante popular;

- Identifica se há aumento ou não do valor da empresa;

n

jj

j

TIR

VVPL

0

0)1(


- Considera o valor temporal do dinheiro;

- Considera todos os valores monetários do fluxo de caixa;

- Considera os riscos do fluxo de caixa.

Desvantagens:

- O cálculo pode ser simples ou complexo dependendo dos valores monetários

(mudanças de sinal), podendo não apresentar uma solução já que o método é interativo;

- Não se aplica este método quando apresentar mais de uma solução.

3.5 – Cálculo de viabilidade econômica das tecnologias Offshore

De acordo com os métodos de análise de viabilidade econômica de projetos, o

presente estudo levou em consideração os três principais métodos: VPL, TIR e Período

Payback. Estes métodos são bastante utilizados pelas empresas que investem em

projetos para garantir sua rentabilidade, quando aplicados a uma taxa mínima de

atratividade (TMA), asseguram uma confiabilidade nos resultados devido ao valor

temporal do dinheiro mencionado anteriormente.

Segundo BM&F Bovespa (2010), os fundos de renda fixa possuem uma

rentabilidade entre 8 e 11% a.a. No presente trabalho foi escolhido uma TMA de 10%

a.a. e um tempo de projeto de 20 anos, esta taxa de juros ou taxa de desconto, foi

escolhida para avaliar a viabilidade econômica das tecnologias de transporte de GN

através dos métodos do VPL e Período Payback descontado. Observa-se que diante dos

dados da literatura apresentados no capítulo 4, os autores utilizaram taxas de descontos

de 10 e 15% a.a. e um tempo de projeto de 15 e 30 anos. A escolha do tempo de projeto

foi arbitraria, sendo inferior a média utilizada pelos autores.

Um levantamento de dados da literatura foi realizado para obter os custos de

investimento (CAPEX), custo de operação (OPEX), custo de tarifa de transporte, custo

de compra e venda do GN. Os Apêndices de 1 a 6 apresentam estes dados de custos de

cada tecnologia Offshore divulgados por vários autores em bases bibliográficas. De

acordo com estes dados, alguns foram selecionados através da média e outros foram


escolhidos devido à frequência de utilização pelos autores, na qual foram resumidos na

Tabela 3.1. O Gasoduto não possui custo de tarifa de transporte, e o CAPEX desta

tecnologia de transporte é em função da vazão e a distância entre a fonte e o destino

final do GN.

Tabela 3.1: Dados da literatura utilizados nos custos de cada tecnologia Offshore. TECNOLOGIAS GNL GASODUTO GNC HGN GTL GTW

CAPEX

350

$/TPA

(i)

1200*

(VAZAO)

+0.3917

$/km

(iii)

11.495*

(VAZAO) ^

(-0.4879)

$/MMBTU

(iii)

4,0

$MM

/MMSCFD

(v)

30000

$/BPD

(vii)

1.2

$/WATT

(viii)

OPEX

0.4

$/MMBTU

(ii)

1.0

$/MMBTU

(iii)

0.65

$/MMBTU

(iii)

0.37

$/MMBTU

(vi)

6 %

CAPEX

(vii)

5%

CAPEX

(vi)

Tarifa de

transporte

0.2

$/MMBTU

/1000 km

(iii)

-

0.4

$/MMBTU

/1000 km

(iii)

0.15

$/MMBTU

/1000 km

(vi)

1.35

$/BBL

/1000 km

(vi)

0,03

$/WATT

/1000 km

(viii)

Preço do GN

(VENDA)

3.5

$/MMBTU

(iii)

3.5

$/MMBTU

(iii)

3.5

$/MMBTU

(iii)

4.0

$/MMBTU

(v)

35

$/BBL

(vii)

40

$/MWH

(viii)

Preço do GN

(COMPRA)

0.75

$/MMBTU

(iv)

0.75

$/MMBTU

(iv)

0.75

$/MMBTU

(iv)

0.75

$/MMBTU

(iv)

0.75

$/MMBTU

(iv)

0.75

$/MMBTU

(iv) (i) Média entre Subero (2004), Rajnauth (2008) e Patel (2005); (ii) Balogun (2009); (iii) Subero (2004); (iv) Média entre Kanda (2006) e Najib (2008); (v) Najib (2008); (vi) Chang (2001); (vii) Média entre Ogugbue (2007) e Balogun (2009); (viii) Watanabe (2006);

Fonte: Elaboração própria.

Segundo CHANG (2001), existe 4.500 TCF de gás natural abandonados em área

Offshore, devido ao alto custo de se continuar explorando e transportando o GN dessas

reservas, esses reservatórios de gás são abandonados por falta de tecnologia que

viabilize o transporte do GN para o mercado consumidor. O preço de compra do gás

natural é baseado na exploração dessas reservas de gás natural, e o custo médio pode ser

observado na Tabela 3.1. A Tabela 3.2 apresenta os dados de entrada para o cálculo de

viabilidade econômica de projetos para os métodos propostos.

Tabela 3.2: Dados de entrada do cálculo de viabilidade. 1 ano do projeto = 8760 horas

1 ano do projeto = 365 dias

1 Barril de GNL = 0.159 m3 de GNL

Densidade do GNL = 1.380 Toneladas/m3

Taxa de Desconto (TMA) = 10% a.a

Tempo do projeto = 20 anos

Poder Calorífico do Gás Natural = 1191 BTU/SCF

Custo de Investimento (CAPEX) = Pagamento realizado no tempo zero



Na Tabela 3.3 são apresentadas as taxas de conversões e suas unidades que

foram utilizadas para cada tecnologia. No caso do Gasoduto e do GNC, certa

porcentagem é utilizada como forma de combustível, ou seja, não entra nos custos do

projeto, somente o restante.

Tabela 3.3: Taxas de conversões. TECNOLOGIAS Taxas de conversões

GNL 1 BBL = 3.500 BTU de GNL

GASODUTO 1% usado como combustível

GNC 0,5 % usado como combustível

HGN 1 m3 = 6.348 SCF de HGN

GTL 1 BBL = 9.240 SCF de GTL

GTW 1 KWH = 8.124 BTU de GTW

Fonte: CHANG, 2001.

A Tabela 3.4 apresenta as conversões de unidades utilizadas para o cálculo de

viabilidade econômica das tecnologias de transporte de GN estudadas. A partir da vazão

de GN utilizada em MMSFCD, pode-se transformar esta unidade em MMTPA, por

exemplo, que é a unidade do CAPEX da tecnologia de GNL.

Tabela 3.4: Conversões de unidades.

MMTPA = [(MMSCFD)*(BTU/SCF) /(BTU/BBL)*[365D/Ano]* (BBL/m

3)] *(Densidade do

GNL)

BPD = (MMSCFD) / (SCF/BBL) *106

MW = [(MMSCFD) * 106 * (BTU/SCF)] / (BTU/KWH * 24 * 10

3)

M3/D = (MMSCFD) * 10

6 / (SCF/M

3)

MMBTU = (MMSCFD) * (BTU/SCF)

MWH = (MW) * (H)

BBL = (BPD) * (D)


De acordo com as Tabelas 3.1 a 3.4 apresentadas, estes dados foram

programados em uma planilha do Microsoft©

Excel, para calcular o VPL de cada

tecnologia de transporte de GN Offshore em $ MM, TIR em porcentagem e o Período

Payback em anos a partir da manipulação da vazão (MMSFCD) e distância entre a fonte

e o destino do GN (km).

3.6 – Cálculo de viabilidade econômica das tecnologias Onshore

Assim como a proposta da seção 3.5, o objetivo do transporte de GN Onshore é

calcular o VPL para cada tecnologia em função da vazão e a distância para observar o


comportamento da viabilidade econômica destas tecnologias em relação a essas duas

variáveis, com base nas reservas de gás natural apresentadas no capítulo 2.

A Tabela 3.5 apresenta os dados de CAPEX, OPEX, tarifa de transporte e preço

de compra e venda do gás natural no segmento Onshore. Os custos de OPEX, não

alteram em relação ao segmento Offshore já que o OPEX é uma estimativa dos custos

de operação e manutenção baseados no CAPEX em função da vazão de GN. Os preços

de compra e venda do GN não alteram em relação aos valores utilizados pelo segmento

Offshore devido à localidade das principais fontes de gás natural.

Tabela 3.5: Dados da literatura utilizados dos custos de cada tecnologia Onshore. TECNOLOGIAS GNL GASODUTO GNC NHG GTL GTW

CAPEX

350

$/TPA

(i)

2228*

(VAZÃO)

+15174

(x)

11.495*

(VAZAO)^

(-0.4879)

$/MMBTU

(iv)

4,0

$MM/MMSCFD

(vi)

30000

$/BPD

(viii)

1.2

$/WATT

(ix)

OPEX

0.4

$/MMBTU

(ii)

1.0

$/MMBTU

(iv)

0.65

$/MMBTU

(iv)

0.37

$/MMBTU

(vii)

6 % CAPEX

(viii)

5%

CAPEX

(vii)

Tarifa de

transporte

0,65

$/MMBTU

/1000 km

(iii)

-

0,98

$/MMBTU/

1000 km

(iii)

0,15

$/MMBTU

/1000 km

(iii)

0,15

$/MMBTU/

1000 km

(iii)

0,03

$/WATT/

1000 km

(ix)

Preço do GN

(VENDA)

3.5

$/MMBTU

(iv)

3.5

$/MMBTU

(iv)

3.5

$/MMBTU

(iv)

4.0

$/MMBTU

(vi)

35

$/BBL

(viii)

40

$/MWH

(ix)

Preço do GN

(COMPRA)

0.75

$/MMBTU

(v)

0.75

$/MMBTU

(v)

0.75

$/MMBTU

(v)

0.75

$/MMBTU

(v)

0.75

$/MMBTU

(v)

0.75

$/MMBTU

(v) (i) Média entre Subero (2004), Rajnauth (2008) e Patel (2005); (ii) Balogun (2009); (iii) Martinez (2009); (iv) Subero (2004);

(v) Média entre Kanda (2006) e Najib (2008); (vi) Najib (2008); (vii) Chang (2001); (viii) Média entre Ogugbue (2007) e Balogun (2009); (ix) Watanabe (2006); (x) Gaul (2007).

Fonte: Elaboração Própria.

A tarifa de transporte utilizada para o segmento Onshore é diferente da utilizada

no Offshore, principalmente pela forma de transporte, onde são realizados por

caminhões e não por navios, no caso Offshore. Da mesma forma que no segmento

Offshore, o Gasoduto não possui tarifa de transporte devido ao CAPEX ser em função

da vazão e distância entre a fonte e o destino final do GN.

Os CAPEXs das tecnologias de transporte de GN são os mesmos nos dois

segmentos, com exceção da tecnologia de Gasoduto, onde apresenta CAPEX diferente

devido aos dutos localizados em terra apresentarem custos menores do que os dutos


submersos. Ambas as instalações Offshore e Onshore são localizadas em terra no litoral

brasileiro próximo das reservas de gás natural, ou seja, os CAPEXs não são de

tecnologias embarcadas.

O procedimento para o cálculo das tecnologias Onshore foi similar ao caso das

tecnologias Offshore. De acordo com as Tabelas 3.2 a 3.5 apresentadas, estes dados

foram programados em uma planilha do Microsoft©

Excel, para calcular o VPL de cada

tecnologia de transporte de GN Onshore em $ MM, TIR em porcentagem e o Período

Payback em anos a partir da manipulação da vazão (MMSFCD) e distância entre a fonte

e o destino do GN (km).

3.7 – Análise de Sensibilidade

A análise de sensibilidade pode ser definida como uma técnica que permite de

forma controlada, manipular variáveis importantes em um modelo, com o objetivo de

determinar a viabilidade do projeto em relação a estas variáveis. Através da variação

dos parâmetros de projeto tais como preço e/ou volume de venda, taxas de juros, custos,

condições de financiamento do projeto, pode-se determinar o impacto na rentabilidade

do projeto. Ao variar os parâmetros para um dado valor percentual, observam-se as

variações subsequentes nos indicadores de desempenho tanto financeiros quanto

econômicos, a partir destes resultados, verifica-se a variável que é mais e/ou menos

sensível em relação à viabilidade do projeto. Esta análise proporciona identificar o risco

do projeto em relação às variáveis mais importantes, ou seja, projetos que tenham uma

sensibilidade alta são mais arriscados (SALTELLI et al, 2004).

Capítulo 4

Revisão da literatura de custos das tecnologias

Para satisfazer a demanda de gás natural devido ao crescimento industrial, novas

tecnologias de transporte de GN estão sendo desenvolvidas para tornar economicamente

viável o aproveitamento do GN Offshore de reservas abandonadas. As reservas de gás

abandonado são inviáveis economicamente por apresentar um custo tecnológico alto de

exploração e transporte devido à distância da reserva ao mercado ou a uma

profundidade extrema. Também podemos considerar como gás abandonado, a queima

do gás através do “flare” e a utilização na re-injeção (CHANG, 2001).

Quando as reservas de GN estão localizadas relativamente perto do centro

consumidor e a distância deste mercado é delimitada pelo mar, as tecnologias como o

transporte de GNL e o Gasoduto tornam-se inviáveis devido ao alto custo de

investimento. Neste caso, a melhor tecnologia é o transporte de GNC por apresentar um

custo de investimento menor (WANG et al, 2008).

O GN tornou-se rapidamente uma importante fonte de energia e espera-se que

para as próximas décadas um aumento maior ainda no consumo. Atualmente, a

tecnologia mais utilizada para o transporte de GN Onshore é o Gasoduto. Para a

tecnologia Offshore de GN, de acordo com a profundidade de exploração e distância de

transporte, o GNL torna-se mais econômico a distâncias acima de 2500 milhas. Já em

distâncias abaixo destas, a tecnologia de GNC é mais viável economicamente

(ECONOMIDES, 2006).

Capítulo 4 – Revisão da literatura de custos das tecnologias 46

As principais opções de transporte de gás Offshore são o GNL e Gasoduto, em

casos de emergência são o GTW e GNC. O HGN é provavelmente a tecnologia menos

desenvolvida. Já o GTL tem um futuro promissor por surgir como uma forma de

aproveitamento do gás natural pela conversão química em outros combustíveis

(SUBERO, 2004).

A seguir são apresentados alguns trabalhos publicados na literatura para a

escolha da melhor tecnologia de aproveitamento do GN utilizando métodos de avaliação

econômica de projetos.

CHANG (2001) apresentou um estudo de viabilidade econômica das tecnologias

disponíveis de GNC, HGN, GTL e GTW comparando com as tecnologias mais utilizadas

de GNL e Gasodutos com objetivo de avaliar a tecnologia de aproveitamento do gás

natural mais econômica nas regiões do Mediterrâneo, Caribe, Península Arábica e

especialmente as Ilhas Sacalinas (Coréia, China e Japão) em reservatórios abandonados

com gás e petróleo associados, no período de 1996 a 1999. O método de avaliação

econômica escolhido pelo o autor foi o Simple Payback Period ou Período Payback

Simples. Sua fórmula de cálculo leva em consideração, a receita e os custos (capital,

operação e embarcação), mas não leva em consideração a taxa de desconto no período.

A Tabela 4.1 apresenta os custos de capital, operação e embarcação para cada

tecnologia de aproveitamento do gás natural apresentada por CHANG (2001). Além

desta Tabela, o autor utilizou Tabelas de conversão de unidades para transformar os

custos em $ MM (milhões de dólares) e uma taxa de alimentação de gás na produção de

100 MMSCFD (milhões de pés cúbicos padrão por dia). O custo de matéria-prima foi

assumido como US$ zero, e o custo requerido para re-injeção de gás nos reservatórios

abandonados foi de $0.25/MSCF ($/milhões de pés cúbicos padrão). A distância do

transporte (Origem-destino) nas regiões variou entre 1.120 a 2.560 km. O preço do

produto variou de $ 2,25 a 2,5 /MMBTU para o GNL, GNC, HGN e Gasoduto

respectivamente, $ 25/BBL para o GTL e de $ 32 a 157,3 /MWH para o GTW

dependendo da região de distribuição.


Tabela 4.1: Custos de capital, operação e embarcação para cada tecnologia. Custo de Capital Custo de Operação Custo de embarcação (/1.000 km)

GNL $ 600/TPA $ 0.50/MMBTU $ 0.20/MMBTU

Gasoduto $ 500000/km $ 0.90/MMBTU Zero

GNC $ 60 MM $ 0.07/SCFD ano $ 21 MM/ano

HGN 50% do GTL $ 0.37/MMBTU $ 0.15/MMBTU

GTL $ 40000/BPD $ 10.0/BBL $ 1.35/BBL

GTW $ 1.0/ W 5% do custo de capital Zero

Nota: TPA: Toneladas por ano; km: Quilômetros; MM: Milhões; BPD: Barril por dia; W: Watt (Unidade

de Potência); MMBTU: Milhões de BTU (Unidade de Energia); SCFD: Pés cúbicos padrão por dia; BBL:

Barril; MM/ano: Milhões por ano; W: watt. Fonte: CHANG, 2001.

Segundo CHANG (2001), a tecnologia GNC apresentou um retorno de

investimento inicial mais rápido em relação a todas as regiões, com exceção do Japão

que apresentou a tecnologia GTW como sendo a mais viável economicamente. Os

resultados do período Payback simples podem ser observados na Tabela 4.2 e mostram

o horizonte de planejamento dessas tecnologias que variam de 0,7 a 18,4 anos.

Tabela 4.2: Resultados do período Payback simples. Período Payback Simples (anos)

Fonte Destino Distância (km) GNL Gasoduto GNC HGN GTL GTW

Venezuela Flórida 2.320 13.7 16.7 1.2 3.0 9.0 3.3

Iran Índia 1.920 12.8 15.6 1.3 3.3 8.7 1.5

Líbia Espanha 1.880 12.7 15.3 1.3 3.3 8.7 2.2

Ilhas Sacalinas

Coréia 1.680 11.2 12.0 1.3 3.4 8.5 1.7

China 2.560 12.6 18.4 2.4 3.6 9.4 4.3

Japão 1.120 10.5 8.0 1.0 3.2 8.0 0.7

Fonte: CHANG, 2001.

A Tabela 4.3 apresenta o ranking de viabilidade econômica das tecnologias de

transporte de gás natural de acordo com os resultados do período Payback simples

apresentados na Tabela 4.2 e indica o GNC como sendo a tecnologia mais promissora

para o aproveitamento do GN.

Tabela 4.3: Ranking das classificações das tecnologias de transporte de GN. Regiões GNL Gasoduto GNC HGN GTL GTW

Caribe 5 6 1 2 4 3

Península Arábica 5 6 1 3 4 2

Mediterrâneo 5 6 1 3 4 2

Ilhas Sacalinas

Coréia 5 6 1 3 4 2

China 5 6 1 2 4 3

Japão 6 4 2 3 4 1

Fonte: CHANG, 2001.


De acordo com CHANG (2001), observa-se que as tecnologias GTL, GNL e

Gasoduto, levam mais de 8 anos para retornar o investimento do capital e que o

Gasoduto chega a quase 18,5 anos na região do Caribe. Para a tecnologia GNC, o tempo

de retorno é de 1,0 a 2,5 anos, sendo a tecnologia que apresenta um retorno de

investimento mais rápido. À medida que a distância aumenta, há um custo adicional no

transporte para as tecnologias, o que consequentemente leva a um maior Payback.

Observa-se também, que este método é bastante simples e não leva em consideração o

valor temporal do dinheiro, ou seja, não utiliza uma taxa de desconto (TMA). Caso

utiliza-se uma taxa de desconto, o tempo de retorno do capital investido será maior do

que o atual, e os projetos levariam mais tempo para retornar o investimento do capital,

ou seja, apresentaria um Período Payback maior.

BAIOCO et al (2007) apresentou um estudo de viabilidade econômica das

tecnologias disponíveis de aproveitamento do gás natural (GNC, HGN, GTL, GTW,

Gasoduto e GNL), a fim de comparar a tecnologia mais viável economicamente no

cenário brasileiro utilizando a mesma metodologia (Payback Period Simples)

empregada por CHANG (2001), para o período de 1995 a 2005. Neste caso, foi

utilizada uma distância fixa de 5.000 km em relação à fonte de GN e o preço do gás de

US$ 8/MMBTU. Na Tabela 4.4 são apresentados os resultados do Payback das

tecnologias de transporte de gás natural.

Tabela 4.4: Resultados do Payback para o Brasil. GNL Gasoduto GNC HGN GTL GTW

Custo de Capital (MM$) 4968.68 2500.00 60.00 3928663.74 7857327.47 5657.85

Receita (MM$) 2007.55 3188.97 3205.08 578937.60 7169811.32 19825.11

Custo de Operação (MM$) 125.47 358.76 76.83 26775.86 716981.13 282.89

Custo de Embarcação

(MM$/1000 km) 250.94 - 105.00 54275.40 483962.26 -

Payback (ano) 3.05 0.88 0.02 7.89 1.32 0.29

Ranking de Classificação 5 3 1 6 4 2

Fonte: BAIOCO et al, 2007.

Segundo BAIOCO et al (2007), os resultados apresentados na Tabela 4.4 para o

cenário brasileiro, indica que a tecnologia de GNC foi a mais viável economicamente,

obtendo o mesmo resultado por CHANG (2001). O preço do gás natural utilizado por

BAIOCO et al (2007) foi de $ 8/MMBTU, ou seja, superior ao utilizado por CHANG

(2001), a receita obtida por BAIOCO et al (2007) foi muito alta em relação ao CHANG


(2001) e com isso, o tempo de retorno de investimento destas tecnologias de transporte

de gás natural foram bem menores, ou seja, apresentaram Payback baixos. O tempo

máximo de retorno de investimento foi de aproximadamente 8 anos para a tecnologia de

HGN, esta tecnologia foi à opção menos econômica, ao contrário de CHANG (2001),

que neste caso foi a tecnologia de Gasoduto com um tempo de retorno de 18,4 anos.

SUBERO et al (2004) apresentaram um trabalho com o objetivo de comparar

economicamente as três principais tecnologias de transporte de gás natural Offshore

(GNC, GNL e Gasoduto) com o mercado atual de Gás Natural e o desenvolvimento do

transporte em função da produção de gás utilizando a metodologia Net Present Value ou

Valor Presente Líquido (VPL) para um período de 30 anos. Os autores avaliaram as

tecnologias de transporte de GN para vazões de 100, 300 e 600 MMSCFD em função da

distância. A partir de projetos atuais de transporte de GN, os autores obtiveram funções

de custos de capital, operação e embarcação para as tecnologias estudadas de acordo

com dados disponíveis na literatura. Os custos de operação, embarcação e preço do gás

são acrescidos em 3% ao ano sobre o período inteiro. O custo de capital é investido no

tempo zero. Neste artigo, foi escolhida arbitrariamente uma taxa de desconto de 10% a.a

e um preço de gás de 3.5 $/MMBTU.

A Tabela 4.5 apresenta os resultados do VPL e as três opções de tecnologia são

calculadas para uma dada vazão de GN e distância de comercialização, 100 MMSCFD e

200 km, respectivamente. A taxa de desconto utilizada foi de 10% a.a. Os resultados

mostram que as tecnologias são viáveis para o período de 30 anos, e que a tecnologia de

Gasoduto apresentou um maior VPL seguido do GNC.

Tabela 4.5: Dados de entrada e cálculo do VPL para a vazão de 100 MMSCFD e

distância de 200 km. GNL GNC Gasoduto

Custo de Capital (k$) 745.438 52.870 204.680

Custo e Operação (k$) 1.050.203 3.138.445 2.100.406

Custo de embarcação (k$) 420.081 660.000 25.205

Total (k$) 2.216.199 3.851.318 2.331.315

VPL (k$) 849.076 966.728 1.212.159

Fonte: SUBERO et al, 2004.


A Figura 4.1 apresenta os resultados do VPL em função da distância. A vazão de

GN neste caso foi fixada em 100 MMSCFD. Os resultados mostram que para uma

distância de aproximadamente 400 km, o Gasoduto apresentou-se como a melhor opção

tecnológica com VPL mais alto do que GNL e GNC. Para a distância de

aproximadamente 1400 km, o GNC apresentou VPL mais alto, e para a distância entre

2300 e 2800 km, o GNL aparece como a melhor opção tecnológica com VPL positivo,

já que o VPL das tecnologias Gasoduto e GNC são negativos, inviabilizando o

transporte. Acima de 2950 km, as tecnologias são inviáveis economicamente.

Figura 4.1: VPL x Distância para uma vazão de 100 MMSCFD variando a distância.


A Figura 4.2 apresenta os resultados do VPL em função da distância com uma

vazão fixa de 300 MMSCFD. Os resultados mostram o ponto de cruzamento do

Gasoduto com o GNC em uma distância aproximada de 700 km e o ponto de

cruzamento do GNL e GNC em uma distância aproximada de 1600 km. Para a vazão de

GN utilizada, os projetos tornam-se mais atrativos para uma determinada distância, ou

seja, a escolha da tecnologia mais viável será a que apresentar maior VPL. De acordo

com a os resultados, observa-se que para uma distância de aproximadamente 400 km, o

Gasoduto apresenta maior VPL, sendo a tecnologia mais rentável. Na distância de 1000

km, o GNC apresentou maior VPL e caso utilize distâncias maiores entre 2300 e 2800

km, o GNL torna-se mais rentável por apresentar maior VPL positivo, já que as outras

tecnologias, a esta distância, não são mais viáveis. Acima de 2950 km, as tecnologias

são inviáveis.




A Figura 4.3 indica a mesma tendência das Figuras 4.1 e 4.2. Com o aumento da

vazão de GN, aumenta o VPL. Para uma distância maior que 2950 km, as tecnologias de

transporte de GN são inviáveis economicamente por apresentar VPL negativo. Para

distância aproximada de 500 km, o Gasoduto apresentou maior VPL. Na distância de

1200 km, o GNC torna-se mais rentável por apresentar maior VPL e ao utilizar

distâncias entre 1500 e 2900 km, o GNL apresenta maior VPL e, portanto, é a tecnologia

mais viável economicamente para esta faixa de distância. Acima de 3000 km, as

tecnologias são inviáveis economicamente.




Segundo SUBERO et al (2004), é possível afirmar que projetos com a

tecnologia de Gasoduto e GNC são viáveis economicamente para distâncias de 1000-

2000 km com vazão de gás natural menor do que 500-600 MMSCFD e a tecnologia de

GNL é melhor para distâncias longas acima de 3000 km com vazão de GN acima de

500-600 MMSCFD, dado um período de projeto de 20-30 anos com reservas requerida

na ordem de 2-10 trilhões de pés cúbicos (TCF) para suprir esses projetos.

WANG et al (2008) apresentaram um estudo de viabilidade econômica com o

objetivo de comparar o potencial do transporte marítimo de GNC em relação ao GNL na

Ásia. Diferentes distâncias e localizações foram avaliadas entre Brunei, Indonésia,

Malásia, Japão, Coréia e China. Os autores utilizaram o Valor Presente Líquido como

forma de avaliar o projeto para um período de 15 anos e dividiram o estudo em três

casos. Os dados de entrada para o cálculo de viabilidade econômica do projeto são

apresentados na Tabela 4.6.

Tabela 4.6: Parâmetros assumidos de entrada para o cálculo do VPL. TECNOLOGIAS GNC GNL

Suprimento de gás necessário (BCM/ano) 1 1

Distância (km) 2000 2000

Velocidade (nós) 14 14

Capacidade do Navio (MMSCF) 150 3000

Custo de capital por navio, $ 115.000.000 150.000.000

Custo de capital de carregamento, $ 50.000.000 500.000.000

Custo de capital de descarregamento, $ 25.000.000 400.000.000

Patrimônio líquido 100% 100%

Tempo de vida do projeto, anos 15 15

Preço do gás na origem, $/MMBTU 8.00 8.00

Preço do gás na venda, $/MMBTU 16.00 16.00

Taxa de desconto 15% 15%

Fonte: WANG et al, 2008.

No 1º caso, WANG et al (2008) analisaram o transporte de GNC e GNL em

distâncias menores. As distâncias utilizadas neste caso para o cálculo de viabilidade

foram 900, 1.500, 2.000 km. A demanda de gás natural assumido no mercado local foi

de 1 e 2 BCM/yr (bilhões de metros cúbicos/ano) ou 35 e 70 BCF/yr (bilhões de pés

cúbicos/ano), que equivale a 96.75 e 193.5 MMSCFD respectivamente. Os resultados

são apresentados na Figura 4.4.



para distâncias inferiores a 2.000 km.


Conforme apresentado na Figura 4.4, os resultados mostraram uma diminuição

no VPL para o GNC com a distância, dado uma demanda do mercado de 1 e 2 BCM/yr.

Para uma demanda maior de gás natural (2 BCM/yr), o VPL do GNC foi maior devido

ao aumento da receita.

De acordo com os resultados, para uma distância inferior a 2.000 km, o VPL

para o GNL é negativo para uma demanda de mercado de 1 BCM/yr, ou seja, o

transporte de GNL não é viável economicamente. Quando a demanda de mercado é de 2

BCM/yr, o VPL para o GNL neste caso é positivo viabilizando o transporte de GN. A

razão para o VPL constante no transporte de GNL é que foi fixado em três o número de

navios de GNL no transporte (navio de liquefação, transporte e regaseificação). O

transporte de GNC é viável economicamente e mais rentável do que o GNL por

apresentar maior VPL nas vazões estudadas.

O número de navios de GNC é uma função da demanda do mercado, capacidade

do navio e distância como observado na Figura 4.5.


Figura 4.5: Número de navios necessário em função da distância.


No 2º caso, WANG et al (2008) analisaram o transporte de GNC e GNL em

distâncias maiores. As distâncias utilizadas neste caso para o cálculo do VPL foram

2.100, 2.600, 3.400, 3.900, 4.100 e 4.600 km. A demanda de GN e o número de navios

foram os mesmos assumidos no 1º caso. A Figura 4.6 apresenta os resultados para

distâncias maiores que 2.100 km.


para distâncias maiores que 2.100 km.


O resultado do VPL do transporte de GNC para o 2º caso mostra uma

diminuição à medida que aumenta a distância do mercado e o aumento da demanda de

GN. Observa-se que o transporte de GNC para uma demanda de 1 BCM/yr ainda é

viável economicamente para distâncias inferiores a 3.400 km. Já o projeto do transporte


de GNL para a mesma demanda é inviável economicamente, pois apresenta VPL

negativo de aproximadamente $ 600 milhões. O transporte de GNC para uma demanda

de 2 BCM/yr torna-se viável para distâncias inferiores a 3.900 km. Para qualquer

distância, o transporte de GNL para esta demanda torna-se viável economicamente com

VPL constante de $ 85 milhões tendo em vista que o VPL para o GNC torna-se negativo

para distâncias maiores que 3.900 km. O resultado mostra que para distâncias inferiores

a 3.400 km e uma demanda de mercado de aproximadamente 2 BCM/yr, o transporte de

GNL não compete com o transporte de GNC por apresentar VPL menor. Acima desta

distância, o GNL apresenta maior VPL, e o GNC começa a tornar-se inviável.

No 3º caso, WANG et al (2008) definiram um limite (fronteira) de

aplicabilidade do transporte de GNC onde torna-se competitivo no mercado em relação

ao transporte de GNL. De acordo com os resultados anteriores e novas avaliações para

demandas maiores de gás de 5 e 10 BCM/yr, os autores obtiveram como resultado a

área em que o transporte de GNC torna-se viável economicamente conforme

apresentado na Figura 4.7.

Figura 4.7: Limite de aplicação do transporte de GNC.


Observa-se que para uma demanda do mercado de gás natural de 10 BCM/yr, a

distância seria de 2.000 km para que seja viável economicamente. Acima de 2.000 km e

de acordo com a demanda do mercado de gás natural, o transporte de GNC pode se

tornar inviável em uma determinada situação. Para distâncias inferiores a 1.000 km e


uma demanda alta do mercado de gás, o transporte de GNC também é inviável. A região

de viabilidade econômica da tecnologia definida pelo autor é de extrema importância,

pois, a tecnologia pode ser utilizada sem prejuízos de acordo com a vazão de gás natural

e distância comercializada.

A partir desta revisão, podemos observar que os autores utilizaram os métodos

de avaliação econômica Período Payback Simples e VPL, não utilizando o método da

TIR. Como critério de decisão de escolha da tecnologia, o método VPL, utilizado por

WANG et al (2008) e SUBERO et al (2004) é o mais indicado para a avaliação de

projetos do que o Payback por considerar o valor temporal do dinheiro, por ser um

método determinístico e de rentabilidade. Ressalta-se que o método Payback avalia a

liquidez do projeto, ou seja, o resultado mostra se a tecnologia leva muito ou pouco

tempo para retornar o capital investido não considerando o fluxo de caixa total do

projeto.

Capítulo 5

Avaliação e escolha das formas de aproveitamento

de gás natural

5.1 – Tecnologias de aproveitamento do gás natural Offshore

O transporte de GN Offshore é realizado via marítimo, as tecnologias de GNC,

GNL, HGN, e GTL possuem navios apropriados para este tipo de transporte. O GN pode

ser transportado por Gasoduto submerso ou aproveitado na forma GTW, transformado

em energia elétrica e enviado via cabos elétricos.

A partir da programação feita no Microsoft©

Excel, calculou-se o VPL para cada

tecnologia Offshore em função da vazão e a distância. As vazões utilizadas para este

cálculo foram de 1, 50, 150 e 250 MMSCFD e as distâncias de 100, 500, 1000, 1500,

2000, 3000 e 4000 km. Estes valores foram utilizados devido à faixa de aplicabilidade

dos CAPEXs, ou seja, os valores mínimos e máximos utilizados pelos autores. Os

cálculos que geraram as Figuras 5.1 a 5.6 encontram-se no Apêndice 7.

A Figura 5.1 apresenta o cálculo do VPL em função da vazão e distância da

tecnologia de GNL. É possível observar que à medida que aumenta a distância ou

diminui a vazão de gás natural, o VPL diminui devido a aumento dos custos pela

distância e diminuição da receita pelo baixo consumo de gás natural. O VPL

apresentou-se positivo para as condições de distâncias e vazões estudadas, onde não foi

tão alto em relação às demais tecnologias, ou seja, a inclinação da curva de superfície

foi menor. Observa-se que para uma vazão maior de GN de 250 MMSCFD e uma

distância menor de 100 km, o VPL foi de $ 904 MM. Verifica-se que para vazões baixas

Capítulo 5 – Avaliação e escolha das formas de aproveitamento de GN 58

e as distâncias estudadas, o VPL obtido foi próximo de zero devido ao alto custo de

transporte de GN nessas condições.

Figura 5.1: VPL da tecnologia GNL Offshore em função da distância e vazão.


A Figura 5.2 apresenta o VPL da tecnologia de GNC. Observa-se que para vazão

de 1 MMSCFD e as distâncias estudadas, os resultados do VPL foram próximos de

zero. Para a vazão de 250 MMSCFD e distância de 100 km, o VPL obtido foi de $

1.805 MM, na qual apresentou valor mais alto em relação às demais tecnologias. A

curva de superfície desta tecnologia apresentou um comportamento mais inclinado, e

por esta razão, os valores de VPL foram superiores para determinadas vazões e

distâncias em relação às tecnologias estudadas, indicando uma maior competitividade

no mercado.


Figura 5.2: VPL da tecnologia GNC Offshore em função da distância e vazão.


A Figura 5.3 apresenta o VPL da tecnologia de GASODUTO. Observa-se que

para vazão de 1 MMSCFD e qualquer distância estudada, o VPL tem valor negativo.

Para a vazão de 50 MMSCFD e distâncias acima de 1000 km, o VPL obtido também foi

negativo. Caso se utilize vazões entre 150 e 250 MMSCFD, o VPL torna-se negativo

para distâncias acima de 2000 km. O maior valor do VPL foi de $ 1.518 MM para a

vazão de 250 MMSCFD e distância de 100 km. O VPL da tecnologia de GASODUTO

apresentou uma curva de superfície bastante inclinada, mas com uma área maior de

valores negativos de VPL, indicando a sua inviabilidade econômica para determinadas

vazões e médias a longas distâncias.


Figura 5.3: VPL da tecnologia GASODUTO Offshore em função da distância e vazão.


A Figura 5.4 apresenta o VPL da tecnologia de HGN. Observa-se que para

qualquer vazão ou distância estudadas, o VPL foi positivo. O maior valor do VPL foi de

$ 1.650 MM para a vazão de 250 MMSCFD e distância de 100 km. A tecnologia de

HGN apresentou um VPL superior as demais tecnologias, principalmente em uma vazão

menor de 1 MMSCFD em distâncias de 100 a 4000 km, e para as demais vazões em

distâncias maiores que 1000 km, conforme observado no Apêndice 7. A curva de

superfície da tecnologia de HGN indica que o VPL diminui com menos intensidade à

medida que aumenta a distância, ou seja, a tarifa de transporte influencia um pouco

menos em relação as demais tecnologias de aproveitamento do GN.


Figura 5.4: VPL da tecnologia HGN Offshore em função da distância e vazão.


A Figura 5.5 apresenta o VPL da tecnologia de GTL. Observa-se que para

qualquer vazão ou distância estudadas, o VPL foi positivo. O maior valor do VPL foi de

$ 1.011 MM para a vazão de 250 MMSCFD e distância de 100 km. A curva de

superfície da tecnologia de GTL indica que o VPL diminui com um pouco menos de

intensidade à medida que aumenta a distância em relação às demais tecnologias, com

exceção da tecnologia de HGN, onde o VPL diminui com menos intensidade ainda. A

tarifa de transporte para esta tecnologia é menor e, por esta razão, o VPL diminui

menos. Os resultados apresentados mostram que o VPL desta tecnologia foi um pouco

menor em relação às demais de acordo com a vazão e distância.


Figura 5.5: VPL da tecnologia GTL Offshore em função da distância e vazão.


A Figura 5.6 apresenta o VPL da tecnologia de GTW. Observa-se que o VPL da

tecnologia de GTW apresentou uma curva de superfície mais acentuada para valores

negativos em distâncias longas próximas de 4000 km em qualquer vazão. E, também

apresentou VPL próximo de zero para a vazão de 1 MMSFCD. O maior valor do VPL

foi de $ 1.210 MM para a vazão de 250 MMSCFD e distância de 100 km. De certa

forma, a curva de superfície apresenta uma inclinação maior quando se utiliza vazões

acima de 150 MMSFCD, o que indica uma competitividade no mercado para vazões

altas em relação às demais tecnologias.


Figura 5.6: VPL da tecnologia GTW Offshore em função da distância e vazão.


Os resultados mostram para um tempo de projeto de 20 anos e mesma taxa, a

tecnologia de Gasoduto é na maioria dos casos, a tecnologia mais cara para o transporte

de GN em área Offshore, ou seja, os custos de transporte são muito altos e precisam de

um tempo de projeto maior para se tornar mais rentável. A tecnologia é inviável para

vazões baixas, na qual apresentou VPL negativos. À medida que aumenta a vazão e

distância, o aumento da receita faz com que para determinadas distâncias, seja viável o

transporte.

Segundo SUBERO et al (2004), para a vazão de 100 MMSFCD e distância curta

de 200 km, a tecnologia de Gasoduto apresentou maior VPL seguido das tecnologias de

GNC e GNL para uma taxa de desconto de 10% a.a e período de projeto de 30 anos.

A Tabela 5.1 apresenta os resultados do ranking das tecnologias de

aproveitamento do GN, esta tabela foi baseada no Apêndice 7, que representa os


resultados das Figuras 5.1 a 5.6. De acordo com os VPLs obtidos, podem-se verificar as

tecnologias que mais se destacaram em relação à vazão e a distância.

Tabela 5.1: Ranking das tecnologias de aproveitamento do GN Offshore. Vazão Distância GNL Gasoduto GNC HGN GTL GTW

1 100 4 Inviável 5 1 3 2

1 500 4 Inviável 5 1 3 2

1 1000 4 Inviável 5 1 2 3

1 1500 4 Inviável 5 1 2 3

1 2000 3 Inviável Inviável 1 2 4


1 4000 3 Inviável Inviável 1 2 Inviável

50 100 6 3 1 2 5 4

50 500 5 6 2 1 4 3

50 1000 5 Inviável 2 1 3 4

50 1500 5 Inviável 2 1 3 4

50 2000 4 Inviável 2 1 3 5

50 3000 4 Inviável 3 1 2 5

50 4000 3 Inviável 4 1 2 Inviável

150 100 6 3 1 2 5 4

150 500 6 3 1 2 5 4

150 1000 5 6 2 1 3 4

150 1500 5 6 2 1 3 4

150 2000 4 Inviável 2 1 3 5

150 3000 4 Inviável 2 1 3 5


250 100 6 3 1 2 5 4

250 500 6 3 1 2 5 4

250 1000 6 4 2 1 3 5

250 1500 5 6 2 1 3 4

250 2000 4 6 2 1 3 5

250 3000 4 Inviável 2 1 3 5



Com relação aos resultados, as tecnologias de GNC e HGN são bastante

competitivas para vazões entre 50 e 250 MMSFCD. Ao utilizar vazões baixas de 1

MMSFCD, o GTL apresentou certa competitividade em relação a tecnologia de HGN. Já

a tecnologia GTW começa a ser inviável para distâncias próximas a 4000 km. O GNL,

HGN e GTL são as únicas tecnologias que apresentaram VPL positivo para as distâncias

estudadas devido ao custo de investimento e tarifa de transporte ser menor que as

demais tecnologias.

Segundo SUBERO et al (2004) e WANG et at (2008), a tecnologia de GNC

apresentou uma maior rentabilidade para distâncias médias de transporte de GN e para

distâncias mais longas, a tecnologia de GNL. O custo da tarifa de transporte do GNL


diminui para distâncias longas, por esta razão, a tecnologia de GNL apresentou maior

rentabilidade.

Em distâncias inferiores a 500 km e vazão acima de 50 MMSCFD, o GNC é a

tecnologia com maior rentabilidade por apresentar um VPL positivo superior às demais

tecnologias seguido da tecnologia de HGN, que apresentou maior rentabilidade para

distância acima de 500 km. Caso utilize vazões baixas de 1 MMSCFD, a tecnologia

com maior rentabilidade foi o HGN por apresentar um VPL maior.

5.2 – Estudo de caso do aproveitamento do gás natural Offshore

A proposta desta seção é de calcular a viabilidade econômica das tecnologias de

aproveitamento do GN Offshore no mercado brasileiro em função da vazão e a distância

a partir das principais fontes de gás natural até destino final onde há pouca oferta de gás

natural e entre os grandes centros consumidores, com base nas reservas de gás natural

apresentadas no capítulo 2.

A Tabela 5.2 apresenta as distâncias entre a fonte e o destino final para o cálculo

de viabilidade econômica das formas de aproveitamento do GN Offshore. De acordo

com as distâncias desses mercados e o volume de gás natural transportado, pode-se

então calcular a viabilidade econômica das tecnologias em estudo a partir da

programação feita no Microsoft©

Excel.

Tabela 5.2: Distância entre a Fonte e Destino de Gás Natural Offshore. FONTE DESTINO DISTÂNCIA (km)

Rio Grande do Norte (Guamaré)

Pará (Belém) 1800

Pernambuco (Recife) 500

Maranhão (São Luis) 1000

Ceará (Fortaleza) 300

São Paulo (Santos) Santa Catarina (Florianópolis) 500

Rio Grande do Sul (Porto Alegre) 1000

Bahia (São Francisco) Sergipe (Aracaju) 400

Alagoas (Maceió) 600

Rio de Janeiro (Cabiúnas) São Paulo (Santos) 500

Espírito Santo (Lagoa Parda) 500

Espírito Santo (Lagoa Parda) São Paulo (Santos) 1000

Bahia (São Francisco) 1000

Fonte: Elaboração própria com base no Google Maps.


O presente estudo levou em consideração as vazões de 50 e 250 MMSFCD para

calcular a viabilidade econômica das formas de aproveitamento do GN. A escolha das

vazões tomou como base os trabalhos de SUBERO et al (2004) e WANG et al (2008),

na qual foram utilizadas uma vazão inferior e uma vazão mediana em relação aos dos

autores.

A Figura 5.7 representa as rotas de transporte de GN Offshore entre cidades

apresentadas na Tabela 5.2, na qual corresponde a uma distância aproximada utilizada

para o calculo de viabilidade econômica de cada tecnologia.

Figura 5.7: Distância entre a fonte e o destino do GN Offshore.


A seguir, são apresentadas as Figuras 5.8 a 5.15 com os resultados dos estudos

de caso para vazões de 50 e 250 MMSCFD e distâncias apresentadas de acordo com a

Tabela 5.2. Os cálculos que geraram as Figuras 5.8 a 5.15 encontram-se nos Apêndices

8 a 15.


A Figura 5.8 apresenta o estudo de viabilidade econômica utilizando o VPL para

uma vazão de 50 MMSCFD e as distâncias estudadas. Os resultados mostram que a

partir de distância em torno de 800 km, o VPL apresentou valores negativos para o

transporte de GN por Gasoduto, ou seja, a tecnologia é inviável para essas condições. A

tecnologia de GNC é bastante competitiva em relação à tecnologia de HGN para

distâncias de até 500 km, pois, ambos apresentaram VPL próximos, a partir de 500 km,

e a tecnologia de HGN é a mais rentável por apresentar VPL maior.

Figura 5.8: VPL x Distância Offshore para uma vazão de 50 MMSCFD.


A Figura 5.9 apresenta o estudo de viabilidade econômica utilizando a TIR para

uma vazão de 50 MMSCFD e as distâncias estudadas. A tecnologia de GNC apresentou

uma alta TIR, ou seja, esta taxa indica que o projeto apresenta uma rentabilidade alta

devido ao baixo custo de investimento para este estudo de caso. Cada TIR indica a

rentabilidade e esta taxa é intrínseca a cada projeto. Para uma distância acima de 500

km, a tecnologia de Gasoduto apresentou a menor TIR, apresentando valor negativo a

partir de 1800 km. Este estudo de viabilidade indica que para uma TIR maior que TMA,

que neste caso é de 10% a.a, o projeto é viável economicamente, ou seja, para uma

distância maior que 1000 km, o Gasoduto torna-se inviável economicamente.

-R$ 600,0

-R$ 400,0

-R$ 200,0

R$ 0,0

R$ 200,0

R$ 400,0

300 400 500 600 1000 1800

VP

L ($

MM

)

Distância (Km)

Vazão de 50 MMSFCD

GNL

GASODUTO

GNC

HGN

GTL

GTW


Figura 5.9: TIR x Distância Offshore para uma vazão de 50 MMSCFD.


A Figura 5.10 apresenta o estudo de viabilidade econômica utilizando o Payback

simples (sem a taxa de desconto) para uma vazão de 50 MMSCFD e as distâncias

estudadas. A tecnologia de GNC apresentou um tempo retorno de investimento rápido

diante das demais tecnologias. Para uma distância acima de 500 km, a tecnologia de

Gasoduto apresentou um tempo de retorno de investimento mais lento devido ao alto

custo de investimento e por isso leva mais tempo para retornar o capital investido.

Observa-se que as tecnologias de GNL, GTL e GTW apresentaram Payback entre 4 e 6

anos, essas tecnologias são bastante competitivas no mercado mas, perdem para as

tecnologias de GNC e o HGN.

Figura 5.10: Payback Simples x Distância Offshore para uma vazão de 50 MMSCFD.


-20,0%

0,0%

20,0%

40,0%

60,0%

80,0%

100,0%

120,0%

140,0%

300 400 500 600 1000 1800

TIR

(%

)

Distância (Km)

Vazão de 50 MMSFCD

GNL

GASODUTO

GNC

HGN

GTL

GTW

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

300 400 500 600 1000 1800

Pay

bac

k Si

mp

les

(an

os)

Distância (Km)

Vazão de 50 MMSFCD

GNL

GASODUTO

GNC

HGN

GTL

GTW



descontado para uma vazão de 50 MMSCFD e as distâncias estudadas. Este método de

avaliação econômica utiliza uma TMA e a tecnologia de GNC apresentou um tempo de

retorno de investimento rápido diante das demais tecnologias, mas com Payback maior

em relação ao Payback Simples obtido anteriormente na Figura 5.10. Para uma distância

acima de 500 km, a tecnologia de Gasoduto apresentou um tempo de retorno de

investimento mais lento devido ao alto custo de investimento e por isso leva mais tempo

para retornar o capital investido.

Figura 5.11: Payback descontado x Distância Offshore para uma vazão de 50 MMSCFD.


A Figura 5.12 apresenta o estudo de viabilidade econômica utilizando o VPL

para uma vazão mais alta de 250 MMSCFD e as distâncias estudadas. Observa-se que

ao aumentar a vazão de GN, o VPL também aumentou. A tecnologia de GNC

apresentou maior VPL para distância inferior a 800 km, acima desta distância, a

tecnologia de HGN apresentou maior rentabilidade e torna-se a tecnologia mais rentável

economicamente. Observa-se que a tecnologia de GNL apresentou VPL inferior as

demais tecnologias para distância inferior a 1000 km. Para a distância de 1800 km, a

tecnologia de Gasoduto apresentou o menor VPL.

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

300 400 500 600 1000 1800

Pay

bac

k D

esc

on

tad

o (

ano

s)

Distância (Km)

Vazão de 50 MMSFCD

GNL

GASODUTO

GNC

HGN

GTL

GTW


Figura 5.12: VPL x Distância Offshore para uma vazão de 250 MMSCFD.


A Figura 5.13 apresenta o estudo de viabilidade econômica das tecnologias de

transporte de GN utilizando a TIR para uma vazão de 250 MMSCFD e as distâncias

estudadas. Observa-se que ao aumentar a vazão de GN, houve um aumento da receita, a

tecnologia de GNC apresentou uma alta TIR devido ao baixo custo de investimento.

Para a distância de 1800 km, a tecnologia de Gasoduto apresentou menor TIR, sendo

que para distância inferior a 1000 km, a tecnologia de Gasoduto apresentou a segunda

maior TIR. As tecnologias de transporte são viáveis economicamente para esta vazão de

GN e distâncias estudadas, pois apresentaram TIR maior que a TMA aplicada na

avaliação de projetos.

Figura 5.13: TIR x Distância Offshore para uma vazão de 250 MMSCFD.


R$ 0,0

R$ 500,0

R$ 1.000,0

R$ 1.500,0

R$ 2.000,0

300 400 500 600 1000 1800

VP

L ($

MM

)

Distância (Km)

Vazão de 250 MMSFCD

GNL

GASODUTO

GNC

HGN

GTL

GTW

0,0%

50,0%

100,0%

150,0%

200,0%

250,0%

300,0%

300 400 500 600 1000 1800

TIR

(%

)

Distância (Km)


GNL

GASODUTO

GNC

HGN

GTL

GTW




estudadas. A tecnologia de GNC apresentou um tempo de retorno de investimento

rápido diante das demais tecnologias. Para uma distância de 1800 km, a tecnologia de

Gasoduto apresentou um tempo de retorno de investimento mais lento devido ao alto

custo de investimento e por isso leva mais tempo para retornar o capital investido.

Observa-se que para esta vazão e as distâncias estudadas, todas as tecnologias são

viáveis economicamente para o tempo de projeto de 20 anos, na qual o tempo máximo

de retorno do investimento foi de 6,7 anos para o Gasoduto.

Figura 5.14: Payback Simples x Distância Offshore para uma vazão de 250 MMSCFD.



descontado para uma vazão de 250 MMSCFD e as distâncias estudadas. A tecnologia de

GNC apresentou um tempo de retorno de investimento rápido. Ao utilizar uma taxa de

desconto, as tecnologias necessitam de mais tempo para retornar o capital investido em

relação ao Payback simples. Para uma distância de 1800 km, a tecnologia de Gasoduto

apresentou um tempo de retorno de investimento mais lento devido ao alto custo de

investimento. Observa-se que para esta vazão e as distâncias estudadas, todas as

tecnologias são viáveis economicamente para o tempo de projeto de 20 anos, na qual o

tempo máximo de retorno do investimento foi de 11,6 anos para o Gasoduto.

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

8,0

300 400 500 600 1000 1800

Pay

bac

k Si

mp

les

(an

os)

Distância (Km)


GNL

GASODUTO

GNC

HGN

GTL

GTW


Figura 5.15: Payback descontado x Distância Offshore para uma vazão de 250 MMSCFD.


De acordo com as Figuras 5.8 a 5.15, observa-se que à medida que aumenta a

distância para uma determinada vazão de gás natural, o VPL diminui e a TIR também

diminui, as tecnologias de transporte de GN também apresentaram um período Payback

maior devido ao aumento do custo da tarifa de transporte, que é função da distância. Ao

utilizar uma vazão de gás natural de 250 MMSCFD, verifica-se que há um aumento no

custo de investimento, operação, tarifa de transporte e receita, consequentemente, há um

aumento do VPL, TIR e Período Payback.

Segundo CHANG (2001) e BAIOCO et al (2007), as tecnologias que mais se

destacaram foram o GNC e GTW. O Período Payback apresentou um tempo de retorno

de investimento rápido, indicando em curto prazo que estas tecnologias são as mais

promissoras para o aproveitamento do gás natural.

De acordo com os resultados, a tecnologia de GNC apresentou a melhor solução

para o projeto de viabilidade econômica do aproveitamento do GN Offshore para

distâncias inferiores a 600 km. Acima desta distância, a tecnologia de HGN torna-se

mais competitiva em relação à tecnologia de GNC ao apresentar uma rentabilidade

econômica melhor. Verifica-se que para o caso da tecnologia de Gasoduto, a variação

da vazão e distância influencia muito mais do que nas demais tecnologias já que o custo

do investimento é uma função da vazão e distância. Observa-se que para uma vazão de

0,0

2,0

4,0

6,0

8,0

10,0

12,0

14,0

300 400 500 600 1000 1800

Pay

bac

k d

esc

on

tad

o (

ano

s)

Distância (Km)

VAZÃO DE 250 MMSFCD

GNL

GASODUTO

GNC

HGN

GTL

GTW


50 MMSCFD, a tecnologia de Gasoduto torna-se inviável para distâncias maiores que

800 km. Ao aumentar a vazão de GN para 250 MMSFCD, a tecnologia torna-se viável

para as distâncias estudadas e apresenta uma maior competitividade com o GNC. A

tecnologia de Gasoduto é mais sensível em relação à variação da distância. Já as

tecnologias de HGN, GTL e GNL são menos sensíveis.

5.3 – Tecnologias de aproveitamento do gás natural Onshore

O transporte de GN Onshore é realizado por caminhão apropriado entre a fonte

de GN e o destino final. As tecnologias de transporte que utilizam caminhões são GNC,

GNL, HGN e GTL. Para as demais tecnologias como Gasoduto e GTW, o transporte de

GN é realizado por dutos ou transformado em energia elétrica e transportado via cabos,

respectivamente.

A partir da programação feita no Microsoft©

Excel, calculou-se o VPL para cada

tecnologia Onshore em função da vazão e a distância final entre a fonte e o destino do

GN. Os dados de entrada de vazão e distância foram os mesmos utilizados no segmento

Offshore. Os cálculos que geraram as Figuras 5.16 a 5.21 encontram-se no Apêndice 16.

A Figura 5.16 apresenta o VPL da tecnologia de GNL. É possível observar que à

medida que aumenta a distância ou diminui a vazão de gás natural, o VPL diminui

devido a aumento dos custos pela distância e diminuição da receita pelo baixo consumo

de gás natural. Para distâncias acima de 2000 km e qualquer vazão utilizada, o VPL

para esta tecnologia foi negativo, ou seja, a tecnologia é inviável nessas condições de

transporte de GN. A curva de superfície para esta tecnologia apresentou uma inclinação

pouco acentuada quando comparado com as demais tecnologias. Ao utilizar uma vazão

acima de 50 MMSFCD e distância de até 1500 km, a tecnologia apresentou VPLs

positivo, viabilizando o transporte de GN. Observa-se que para a maior vazão utilizada

de 250 MMSCFD e menor distância de 100 km, o VPL foi de $ 862 MM.


Figura 5.16: VPL da tecnologia GNL Onshore em função da distância e vazão.


A Figura 5.17 apresenta o VPL da tecnologia de GNC. Observa-se que para

vazões inferiores a 50 MMSCFD, o VPL apresentou valores próximos de zero. A

tecnologia de GNC apresentou maior VPL de $ 1.752 MM para a vazão de 250

MMSCFD e distância de 100 km. Por esta razão, a tecnologia de GNC apresentou uma

curva de superfície mais acentuada em relação às demais tecnologias. Ao utilizar vazões

entre 100 a 250 MMSCFD, o VPL apresentou valores negativos para a distância acima

de 2000 km, indicando a inviabilidade desta tecnologia nessas condições de transporte.

Para esta mesma faixa de vazão e distância de até 1500 km, a tecnologia de GNC

apresentou uma competitividade no mercado por apresentar VPLs altos.


Figura 5.17: VPL da tecnologia GNC Onshore em função da distância e vazão.


A Figura 5.18 apresenta o VPL da tecnologia de GASODUTO. Para uma vazão

baixa próxima de 1 MMSCFD e distâncias acima de 500 km, o VPL apresentou valores

negativos, inviabilizando o transporte de GN. Para vazões de GN acima de 50

MMSCFD e distâncias acima de 3000 km, o VPL também apresentou valores

negativos. O maior valor do VPL foi de $ 1.530 MM para a vazão de 250 MMSCFD e

distância de 100 km. A tecnologia de Gasoduto apresentou uma curva de superfície

acentuada para distâncias curtas de até 1000 km, na qual é a região com maiores VPLs.

Para as distâncias acima de 3000 km, a curva de superfície da tecnologia de Gasoduto

apresentou uma inclinação para valores negativos de VPLs, ou seja, esta tecnologia é

inviável para o transporte de GN nessas condições devido ao custo de transporte

aumentar muito com a distância.


Figura 5.18: VPL da tecnologia GASODUTO Onshore em função da distância e vazão.


A Figura 5.19 apresenta o VPL da tecnologia de HGN. A tecnologia de HGN

apresentou para qualquer vazão ou distância utilizada, valores positivos de VPLs. O

maior valor do VPL foi de $ 1.531 MM para a vazão de 250 MMSCFD e distância de

100 km, na qual mostrou uma inclinação na curva de superfície um pouco inferior ao da

tecnologia de GNC, mas superior às demais tecnologias. A tecnologia de HGN

apresentou VPLs altos para vazões acima de 150 MMSFCD e mostrou uma

sensibilidade menor em relação ao aumento da distância. Por esta razão, a tecnologia de

HGN apresentou uma curva de superfície acentuada, e em distâncias de até 3500 km,

nas vazões acima de 150 MMSFCD, a tecnologia de transporte de HGN é bastante

competitiva no mercado nessas condições, por apresentar VPLs altos. Para vazões

inferiores a 20 MMSFCD, a tecnologia de HGN apresentou VPLs próximo de zero.


Figura 5.19: VPL da tecnologia HGN Onshore em função da distância e vazão.


A Figura 5.20 apresenta o VPL da tecnologia de GTL. A tecnologia de GTL

apresentou valores positivo para qualquer vazão ou distância estudadas. O maior valor

do VPL foi de $ 1.009 MM para a vazão de 250 MMSCFD e distância de 100 km. A

curva de superfície da tecnologia de GTL não foi tão acentuada quanto às demais

tecnologias. Observa-se através da curva de superfície que os maiores VPLs desta

tecnologia foi para distâncias de até 1500 km e vazões acima de 200 MMSFCD. Para

vazões baixas de aproximadamente 1 MMSFCD e as distâncias estudadas, o VPL foi

próximo de zero.


Figura 5.20: VPL da tecnologia GTL Onshore em função da distância e vazão.


A Figura 5.21 apresenta o VPL da tecnologia de GTW. A tecnologia de GTW

apresentou uma curva de superfície acentuada para valores negativos de VPL para

distâncias acima de 3500 km, inviabilizando o transporte de GN. O maior valor do VPL

foi de $ 1.210 MM para a vazão de 250 MMSCFD e distância de 100 km. Observa-se

que para vazões acima de 150 MMSFCD e distâncias de até 1000 km, a tecnologia de

GTW apresentou maiores VPLs nessas condições.


Figura 5.21: VPL da tecnologia GTW Onshore em função da distância e vazão.


A Tabela 5.3 apresenta os resultados do ranking das tecnologias de

aproveitamento do GN Onshore, esta tabela foi baseada no Apêndice 16, que representa

os resultados das Figuras 5.16 a 5.21. De acordo com os VPLs obtidos, verifica-se que

as tecnologias que mais se destacaram em relação à vazão e a distância foram o HGN e

o GTL.

A tecnologia de HGN para esse estudo apresentou os melhores resultados para o

transporte de GN Onshore, sendo a tecnologia com maior rentabilidade econômica. A

tecnologia de Gasoduto é inviável para distâncias acima de 3000 km nas vazões acima

de 50 MMSFCD e vazões inferiores a 50 MMSCFD para distâncias acima de 500 km,

pois apresentou VPLs negativos. A tecnologia de GTW começa a ser inviável a partir de

3500 km. O HGN e GTL são as únicas tecnologias que apresentaram VPL positivo para

as distâncias estudadas devido ao baixo custo de investimento e tarifa de transporte,

portanto, apresentaram os melhores resultados tornando-se as principais tecnologias de

transporte de GN no segmento Onshore. O transporte de GNC é inviável para baixas


vazões de GN para distâncias acima de 1000 km. E, inviável também para distâncias

acima de 3000 km e vazões acima de 150 MMSFCD. A tecnologia de GNL apresentou

o pior resultado para o transporte de GN devido ao alto custo de investimento e tarifa de

transporte, tornando a tecnologia menos competitiva no mercado.

Tabela 5.3: Ranking das tecnologias de aproveitamento do GN Onshore. Vazão Distância GNL Gasoduto GNC HGN GTL GTW

1 100 5 3 6 1 4 2

1 500 4 Inviável 5 1 3 2



1 2000 Inviável Inviável Inviável 1 2 3


1 4000 Inviável Inviável Inviável 1 2 Inviável

50 100 6 3 1 2 5 4

50 500 6 3 2 1 5 4

50 1000 6 2 5 1 3 4

50 1500 6 4 5 1 2 3

50 2000 Inviável 4 Inviável 1 2 3



150 100 5 3 1 2 4 6

150 500 6 3 2 1 5 4

150 1000 6 2 3 1 4 5

150 1500 6 3 5 1 2 4

150 2000 Inviável 4 5 1 2 3



250 100 6 3 1 2 5 4

250 500 6 3 2 1 5 4

250 1000 6 2 3 1 4 5

250 1500 6 3 5 1 2 4

250 2000 Inviável 4 5 1 2 3




5.4 – Estudo de caso do aproveitamento do gás natural Onshore

Assim como a proposta da seção 5.2, o objetivo deste estudo é de calcular a

viabilidade econômica das formas de transporte de GN Onshore no mercado brasileiro

em função da vazão de GN e a distância entre fonte de GN até o destino final onde o

mercado apresenta uma demanda de GN, mas com pouca oferta deste gás, utilizando a

mesma programação feita no Microsoft©

Excel. As vazões utilizadas foram 50 e 250

MMSFCD.


A Tabela 5.4 apresenta a distância entre a fonte e o destino final utilizado para o

cálculo de viabilidade econômica das formas de transporte do GN Onshore. De acordo

com as distâncias desses mercados e o volume de GN transportado, calculou-se a

viabilidade econômica de cada tecnologia em estudo.

Tabela 5.4: Distância entre a Fonte e Destino de Gás Natural Onshore. FONTE DESTINO DISTÂNCIA (km)

Rio Grande do Norte (Guamaré)

Piauí (Teresina) 1000

Maranhão (São Luis) 1300

Pará (Belém) 1800

Ceará (Juazeiro do Norte) 500

Tocantins (Palmas) 1800

São Paulo (Santos)

Goiás (Goiânia) 1000

Mato Grosso (Cuiabá) 1800

Brasília (Distrito Federal) 1000

Santa Catarina (Joinville) 500

Bahia (São Francisco) Sergipe (Aracaju) 300

Alagoas (Maceió) 600

Rio de Janeiro (Cabiúnas)

Minas Gerais (Uberlândia) 1000

Minas Gerais (Belo Horizonte) 500

Espírito Santo (Vitória) 300

Espírito Santo (Lagoa Parda)

Bahia (São Francisco) 1000

Tocantins (Palmas) 1800

Bahia (Porto Seguro) 500


A Figura 5.22 representa as rotas de transporte de GN Onshore entre as cidades

apresentadas na Tabela 5.4, na qual corresponde a uma distância aproximada utilizada

para o calculo de viabilidade econômica de cada tecnologia. Essas rotas são as

distâncias obtidas entre a fonte de GN e o destino final.


Figura 5.22: Distância entre a fonte e o destino do GN Onshore.


A seguir, são apresentadas as Figuras 5.23 a 5.30 com os resultados dos estudos

de caso para vazões de 50 e 250 MMSCFD e distâncias apresentadas de acordo com a

Tabela 5.4. Os cálculos que geraram as Figuras 5.23 a 5.30 encontram-se nos Apêndices

17 a 24.


para uma vazão de 50 MMSCFD e as distâncias estudadas. A tecnologia de HGN

apresentou VPL maior em relação às demais tecnologias e uma sensibilidade menor do

VPL com o aumento da distância. Observa-se que a tecnologia GNL torna-se inviável

para a distância de 1800 km. Para a distância de 300 km, as tecnologias HGN, GNC e

Gasoduto são bastante competitivos para o transporte de GN, pois apresentaram VPL

próximos.


Figura 5.23: VPL x Distância Onshore para uma vazão de 50 MMSCFD.


A Figura 5.24 apresenta o estudo de viabilidade econômica utilizando a TIR

para uma vazão de 50 MMSCFD e as distâncias estudadas. A tecnologia de GNC

apresentou uma TIR mais alta em relação às demais tecnologias, ou seja, esta taxa

indica que o projeto apresenta uma rentabilidade maior devido ao baixo custo de

investimento para este estudo de caso. Para uma distância de 1800 km, a tecnologia de

HGN apresentou uma TIR maior. As tecnologias de transporte de GN que apresentarem

TIR maior que a TMA, neste caso 10% a.a, são viáveis economicamente. Apenas a

tecnologia GNL apresentou TIR menor que a TMA, para a distância de 1800 km,

portanto, é inviável nesta condição.

Figura 5.24: TIR x Distância Onshore para uma vazão de 50 MMSCFD.


-R$ 50,0

R$ 0,0

R$ 50,0

R$ 100,0

R$ 150,0

R$ 200,0

R$ 250,0

R$ 300,0

R$ 350,0

300 500 600 1000 1300 1800

VP

L ($

MM

)

Distância (Km)

Vazão de 50 MMSFCD

GNL

GASODUTO

GNC

HGN

GTL

GTW

0,0%

20,0%

40,0%

60,0%

80,0%

100,0%

120,0%

300 500 600 1000 1300 1800

TIR

(%

)

Distância (Km)

Vazão de 50 MMSFCD

GNL

GASODUTO

GNC

HGN

GTL

GTW




estudadas. A tecnologia de GNC apresentou um tempo retorno de investimento rápido

diante das demais tecnologias para a distância de 300 a 1300 km. Para uma distância

acima de 1300 km, o HGN passa a ter um Payback rápido de 3,7 anos. Observa-se que

para esta vazão e a distâncias de 300 km, o Gasoduto e o GNC possuem Payback

próximos, portanto, estas tecnologias são bastante competitivas. A tecnologia de GNL

apresentou Payback alto, consequentemente, levou mais tempo para retornar o capital

investido.

Figura 5.25: Payback Simples x Distância Onshore para uma vazão de 50 MMSCFD.




GNC apresentou um tempo retorno de investimento rápido para distâncias de 300 a

1300 km. Ao utilizar uma taxa de desconto, as tecnologias levam mais tempo para

retornar o capital investido, ou seja, o Payback descontado é maior que o Payback

simples. Para uma distância de 1800 km, a tecnologia de HGN apresentou um Payback

rápido. Observa-se que para esta vazão e a distâncias de 300 km, o Gasoduto e o GNC

possuem Payback próximos, sendo bastante competitivos. A tecnologia de GNL torna-

se inviável economicamente para distâncias de 1800 km, pois precisa de mais de 20

anos para retornar o capital de investimento.

0,0

2,0

4,0

6,0

8,0

10,0

12,0

300 500 600 1000 1300 1800

Pay

bac

k Si

mp

les

(an

os)

Distância (Km)

Vazão de 50 MMSFCD

GNL

GASODUTO

GNC

HGN

GTL

GTW


Figura 5.26: Payback descontado x Distância Onshore para uma vazão de 50 MMSCFD.



para uma vazão de 250 MMSCFD e as distâncias estudadas. A tecnologia de HGN

apresentou VPL maior para as distâncias acima de 500 km, para distâncias inferiores a

500 km, o GNC torna-se economicamente mais rentável por apresentar VPL maior.

Observa-se que a tecnologia GNL torna-se inviável para a distância de 1500 km. A

tecnologia de HGN apresentou uma menor sensibilidade do VPL com o aumento da

distância.

Figura 5.27: VPL x Distância Onshore para uma vazão de 250 MMSCFD.


0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

300 500 600 1000 1300 1800

Pay

bac

k D

esc

on

tad

o (

ano

s)

Distância (Km)

Vazão de 50 MMSFCD

GNL

GASODUTO

GNC

HGN

GTL

GTW

-R$ 500,0

R$ 0,0

R$ 500,0

R$ 1.000,0

R$ 1.500,0

R$ 2.000,0

300 500 600 1000 1300 1800

VP

L ($

MM

)

Distância (Km)


GNL

GASODUTO

GNC

HGN

GTL

GTW


A Figura 5.28 apresenta o estudo de viabilidade econômica utilizando a TIR

para uma vazão de 250 MMSCFD e as distâncias estudadas. A tecnologia de GNC

apresentou uma TIR mais alta em relação às demais tecnologias devido ao baixo custo

de investimento e aumento brusco da receita. As tecnologias são viáveis

economicamente, com exceção da tecnologia de GNL, que apresentou TIR menor que a

TMA, sendo inviável o transporte para a distância de 1800 km.

Figura 5.28: TIR x Distância Onshore para uma vazão de 250 MMSCFD.




estudadas. A tecnologia de GNC apresentou um Payback rápido em relação às demais

tecnologias. Observa-se que para esta vazão e a distâncias de 300 km, o Gasoduto e o

GNC possuem Payback próximos. A tecnologia de GNL apresentou maior sensibilidade

do VPL em relação ao aumento da distância, sendo a tecnologia de HGN a que

apresentou menor sensibilidade.

0,0%

50,0%

100,0%

150,0%

200,0%

250,0%

300 500 600 1000 1300 1800

TIR

(%

)

Distância (Km)


GNL

GASODUTO

GNC

HGN

GTL

GTW


Figura 5.29: Payback Simples x Distância Onshore para uma vazão de 250 MMSCFD.




GNC apresentou um tempo retorno de investimento rápido. Observa-se que para esta

vazão e a distâncias de 300 km, o Gasoduto e o GNC possuem Payback próximos.

Observa-se que a tecnologia de GNL precisa de mais de 20 anos para retornar o capital

de investimento, ou seja, a tecnologia é inviável economicamente.

Figura 5.30: Payback descontado x Distância Onshore para uma vazão de 250 MMSCFD.


0,0

2,0

4,0

6,0

8,0

10,0

12,0

300 500 600 1000 1300 1800

Pay

bac

k Si

mp

les

(an

os)

Distância (Km)


GNL

GASODUTO

GNC

HGN

GTL

GTW

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

300 500 600 1000 1300 1800

Pay

bac

k d

esc

on

tad

o (

ano

s)

Distância (Km)


GNL

GASODUTO

GNC

HGN

GTL

GTW


De acordo com as Figura 5.23 a 5.30, observou-se que para o estudo de caso

Onshore, as tecnologias de aproveitamento do GN apresentaram uma diminuição no

VPL e TIR com o aumento da distância, e um aumento no Payback devido ao aumento

dos custos de tarifa de transporte, que é função da distância, indicando um

comportamento similar ao estudo Offshore.

O aproveitamento do gás natural Onshore requer investimentos logísticos em

caminhões adaptados. O custo de tarifa de transporte por esta modal é superior ao

utilizado por navios. Por esta razão, o custo do aproveitamento do gás natural pelas

tecnologias estudadas é maior em relação ao segmento Offshore.

A tecnologia de HGN apresentou VPL superior para as vazões estudadas, com

exceção da vazão de 250 MMSFCD e distância de 300 km, onde a tecnologia de GNC

apresentou VPL superior à tecnologia de HGN. Verifica-se que para as tecnologias de

HGN e GTL, o aumento da distância influencia menos em relação as demais

tecnologias, ou seja, apresentou uma sensibilidade menor a esta variável. Já as

tecnologias de Gasoduto, GNC e GNL apresentaram maior sensibilidade.

Capítulo 6

Análise de Sensibilidade

6.1 – Análise de sensibilidade das tecnologias Offshore

A proposta desta seção é estudar o comportamento indicador de viabilidade

econômica das tecnologias de aproveitamento do GN Offshore em relação à variação do

preço de venda do GN e a taxa de desconto. Utilizou-se o VPL por ser um método

determinístico e de rentabilidade para a avaliação de viabilidade econômica das

tecnologias em função das taxas de desconto de 10%, 15% e 20% a.a para distâncias de

300, 1000 e 1800 km nas vazões de 50 e 250 MMSCFD. A variação do preço de venda

do gás natural de ± 10, 25 e 50% foram utilizadas com base no preço de venda do GN

apresentado na Tabela 3.1.

As Figuras 6.1 a 6.14 apresentam os resultados de análise de sensibilidade para

cada tecnologia Offshore, onde os dados representados nas figuras encontram-se nas

tabelas localizados nos Apêndices 25 a 38. Além destas figuras, utilizou-se estes dados

para verificar quais tecnologias são mais sensíveis as variáveis estudadas neste capítulo.

A Figura 6.1 apresenta os resultados do VPL para um preço de venda do GN de

menos 50% e uma vazão de 50 MMSCFD. Observa-se que ao diminuir o preço de

venda do GN, o VPL das tecnologias torna-se negativo para qualquer taxa de desconto e

distância de transporte estudado, ou seja, as tecnologias são inviáveis na avaliação de

projetos no período de 20 anos. As tecnologias de GTW e HGN são mais sensíveis a

variação da taxa de desconto e a tecnologia de GNC é menos sensível.

Capítulo 6 – Análise de Sensibilidade 90

Figura 6.1: VPL x Distância Offshore para uma vazão de 50 MMSCFD com preço do GN de -50%

variando a taxa de desconto.



menos 25% e uma vazão de 50 MMSCFD. Ao diminuir o preço de venda do GN,

algumas tecnologias são viáveis economicamente dependendo da taxa de desconto e

distância utilizada. A tecnologia de GNC é viável para as distâncias e as taxas de

desconto utilizadas, sendo a tecnologia de HGN a segunda melhor tecnologia para as

taxas de desconto de 10 e 15% a.a. Ao aumentar a taxa de desconto, o VPL tende a

diminuir devido aos valores monetários serem descontados a essa taxa. Ao utilizar às

distâncias de 1000 e 1800 km, a tecnologia de HGN apresentou VPL maior a uma taxa

de 10% a.a, sendo que a 15%, a tecnologia de GNC apresentou melhor rentabilidade. A

tecnologia de Gasoduto é inviável para este preço de venda do GN, com exceção da

distância de 300 km e taxa de desconto de 10% a.a. Apesar da inviabilidade, esta

tecnologia apresentou menor sensibilidade à variação da taxa de desconto. Já as

tecnologias de GNC e HGN apresentaram uma sensibilidade maior.

-1000,0

-800,0

-600,0

-400,0

-200,0

0,0

200,0

10% 15% 20% 10% 15% 20% 10% 15% 20%

300 1000 1800

VP

L ($

MM

)

Distância (km)

VAZÃO DE 50 MMSFCD

GNL

GASODUTO

GNC

HGN

GTL

GTW







venda do GN, as tecnologias de GNC e HGN são viáveis economicamente para as taxas

de desconto utilizadas. Ao aumentar a distância, o custo de investimento também

aumenta, a tecnologia Gasoduto torna-se inviável por apresentar VPL negativo para

distâncias de 1000 e 1800 km. As tecnologias de GNL, GTL e GTW também

apresentaram VPL negativo para determinadas taxas de desconto e distâncias. A

tecnologia de GNC apresentou VPL maior para distância de 300 km. Em distâncias

maiores e taxa de desconto de 10% a.a, a tecnologia de HGN apresentou maior VPL,

sendo que ao utilizar taxas de desconto de 15 e 20% a.a, a tecnologia de GNC

apresentou maior rentabilidade. A tecnologia de GNC apresentou menor sensibilidade à

variação da taxa de desconto e as tecnologias de HGN e GTW apresentaram maior

sensibilidade.

-800,0

-600,0

-400,0

-200,0

0,0

200,0

10% 15% 20% 10% 15% 20% 10% 15% 20%

300 1000 1800

VP

L ($

MM

)

Distância (km)

VAZÃO DE 50 MMSFCD

GNL

GASODUTO

GNC

HGN

GTL

GTW





A Figura 6.4 apresenta os resultados do VPL para um preço atual de venda do

GN variando a taxa de desconto para uma vazão de 50 MMSCFD. Observa-se que ao

variar a taxa de desconto, a tecnologia de GNC apresentou maior VPL para as distâncias

de 300 e 1000 km e taxas de desconto de 15 e 20%. Ao utiliza a taxa de desconto de

10%, a tecnologia de GNC apresentou VPL superior a tecnologia de HGN para a

distância de 300 km. Nas distâncias de 1000 e 1800 km, a tecnologia de HGN

apresentou maior VPL, sendo que ao utilizar a taxa de desconto de 20%, a tecnologia de

GNC apresentou maior VPL. A tecnologia de Gasoduto mostrou-se inviável para

distância acima de 1000 km. A tecnologia de GNC apresentou menor sensibilidade à

variação da taxa de desconto e as tecnologias de HGN e GTW apresentaram maior

sensibilidade.

-800,0

-600,0

-400,0

-200,0

0,0

200,0

400,0

10% 15% 20% 10% 15% 20% 10% 15% 20%

300 1000 1800

VP

L ($

MM

)

Distância (km)

VAZÃO DE 50 MMSFCD

GNL

GASODUTO

GNC

HGN

GTL

GTW


Figura 6.4: VPL x Distância Offshore para uma vazão de 50 MMSCFD com preço do GN atual variando

a taxa de desconto.



mais 10% e uma vazão de 50 MMSCFD. Observa-se que ao aumentar o preço de venda

do GN, as tecnologias são viáveis economicamente para as taxas de desconto utilizadas

a uma distância de 300 km. A tecnologia de Gasoduto, para as distâncias de 1000 e

1800 km torna-se inviável economicamente. Ao utilizar uma taxa de desconto de 10%

a.a, as tecnologias GNC e HGN apresentaram VPL próximos a uma distância de 300

km. Para as distâncias de 1000 e 1800 km, a tecnologia de HGN apresentou maior VPL.

A tecnologia de GNC apresentou menor sensibilidade à variação da taxa de desconto e a

as tecnologias de HGN e GTW apresentaram maior sensibilidade.

-800,0

-600,0

-400,0

-200,0

0,0

200,0

400,0

10% 15% 20% 10% 15% 20% 10% 15% 20%

300 1000 1800

VP

L ($

MM

)

Distância (km)

VAZÃO DE 50 MMSFCD

GNL

GASODUTO

GNC

HGN

GTL

GTW


Figura 6.5: VPL x Distância Offshore para uma vazão de 50 MMSCFD com preço do GN de +10%





do GN, as tecnologias são viáveis economicamente para as taxas de descontos e

distâncias utilizadas com exceção do Gasoduto para distâncias de 1000 e 1800 km, que

foi inviável. A tecnologia de HGN apresentou VPL maior para a taxa de desconto de

10% a.a. Ao utilizar taxas de desconto de 15 e 20% a.a, a tecnologia de GNC apresentou

maior VPL para distâncias de 300 e 1000 km. A tecnologia de GNC apresentou menor

sensibilidade à variação da taxa de desconto e as tecnologias de HGN e GTW

apresentaram maior sensibilidade.

-600,0

-400,0

-200,0

0,0

200,0

400,0

10% 15% 20% 10% 15% 20% 10% 15% 20%

300 1000 1800VP

L ($

MM

)

Distância (km)

VAZÃO DE 50 MMSFCD

GNL

GASODUTO

GNC

HGN

GTL

GTW






mais 50% e uma vazão de 50 MMSCFD. Ao aumentar o preço de venda do GN, a

tecnologia de Gasoduto continua inviável para a distância de 1000 km e taxa de

desconto de 20% a.a e para distância de 1800 km em qualquer taxa utilizada. Ao utilizar

uma taxa de desconto de 10% a.a e distância de 300 km, as tecnologias GTW e HGN

apresentaram VPL próximos, seguido do GNC. Ao aumentar essa distância para 1000 e

1800 km, na mesma taxa de desconto, a tecnologia de HGN apresentou maior VPL,

seguido do GTW e GNC. Para a taxa de desconto de 15% a.a nas distâncias de 1000 e

1800 km, a tecnologia de HGN apresentou maior VPL. A tecnologia de GNC

apresentou menor sensibilidade à variação da taxa de desconto, e as tecnologias de HGN

e GTW apresentaram maior sensibilidade.

-600,0

-400,0

-200,0

0,0

200,0

400,0

600,0

10% 15% 20% 10% 15% 20% 10% 15% 20%

300 1000 1800

VP

L ($

MM

)

Distância (km)

VAZÃO DE 50 MMSFCD

GNL

GASODUTO

GNC

HGN

GTL

GTW






menos 50% e uma vazão de 250 MMSCFD. Ao diminuir o preço de venda do GN, as

tecnologias são inviáveis economicamente mesmo com o aumento da receita ocasionada

pelo aumento da vazão de GN, com exceção do GNC para a distância de 300 km nas

taxas de 10% e 15%, onde a tecnologia é viável por apresentar VPL positivo devido ao

baixo custo de investimento.




-600,0

-400,0

-200,0

0,0

200,0

400,0

600,0

800,0

10% 15% 20% 10% 15% 20% 10% 15% 20%

300 1000 1800

VP

L ($

MM

)

Distância (km)

VAZÃO DE 50 MMSFCD

GNL

GASODUTO

GNC

HGN

GTL

GTW

-2000,0

-1500,0

-1000,0

-500,0

0,0

500,0

10% 15% 20% 10% 15% 20% 10% 15% 20%

300 1000 1800

VP

L ($

MM

)

Distância (km)


GNL

GASODUTO

GNC

HGN

GTL

GTW




venda do GN, a tecnologia de GTW é inviável para qualquer taxa e distância. A

tecnologia de GNC apresentou VPL maior para as distâncias e taxas de desconto

utilizadas, com exceção a distância de 1800 km e taxa de desconto de 10% a.a. A

tecnologia de Gasoduto apresentou um VPL menor ao da tecnologia de GNC quando

utilizado uma distância de 300 km e taxas de desconto de 15 e 20% a.a. Para a distância

de 1800 km, a tecnologia de HGN apresentou maior VPL ao utilizar uma taxa de

desconto de 10% a.a. A tecnologia de GNC apresentou uma menor sensibilidade à

variação da taxa de desconto, já as tecnologias GTW e HGN maior sensibilidade.





menos 10% e uma vazão de 250 MMSCFD. As tecnologias de GNC e HGN

apresentaram VPL positivo para os casos estudados. Observa-se que para a distância de

300 km, a tecnologia de GNC apresentou maior VPL seguido das tecnologias de

Gasoduto e HGN com exceção para a taxa de desconto de 10% a.a, onde a tecnologia de

HGN apresentou VPL superior ao da tecnologia de Gasoduto. Para as distâncias de

1000 e 1800 km, o VPL da tecnologia de GNC foi superior ao utilizar taxas de desconto

de 15 e 20% a.a. As tecnologias de GNC e HGN apresentaram VPL próximos quando

utilizado taxa de desconto de 10% a.a, indicando uma competitividade no mercado. As

-1500,0

-1000,0

-500,0

0,0

500,0

1000,0

10% 15% 20% 10% 15% 20% 10% 15% 20%

300 1000 1800VP

L ($

MM

)

Distância (km)


GNL

GASODUTO

GNC

HGN

GTL

GTW


tecnologias de HGN e GTW apresentaram maior sensibilidade à variação da taxa de

desconto e a tecnologia de GNC a menor.






variar a taxa de desconto, a tecnologia de GNC apresentou maior VPL para as taxas de

desconto de 15 e 20%. Ao utiliza a taxa de desconto de 10%, a tecnologia de GNC

apresentou VPL superior a tecnologia de HGN para a distância de 300 km e nas

distâncias de 1000 e 1800 km, a tecnologia de HGN apresentou maior VPL. As

tecnologias de GNL e GTW mostraram-se inviáveis para as taxas de desconto de 20%. A

tecnologia de Gasoduto apresentou VPL negativo para as taxas de desconto de 15 e

20% na distância de 1800 km, sendo inviável economicamente. As tecnologias de HGN

e GTW apresentaram maior sensibilidade à variação da taxa de desconto e a tecnologia

de GNC a menor sensibilidade.

-1000,0

-500,0

0,0

500,0

1000,0

1500,0

10% 15% 20% 10% 15% 20% 10% 15% 20%

300 1000 1800

VP

L ($

MM

)

Distância (km)


GNL

GASODUTO

GNC

HGN

GTL

GTW


Figura 6.11: VPL x Distância Offshore para uma vazão de 250 MMSCFD com preço do GN atual




mais 10% e uma vazão de 250 MMSCFD. Ao aumentar o preço de venda do GN,

algumas tecnologias apresentaram VPL negativo como à tecnologia de GTW para a taxa

de desconto de 20% nas distâncias de 1000 e 1800 km, as tecnologias de Gasoduto e

GNL também apresentaram VPL negativo para a distância de 1800 km na taxa de

desconto de 20% a.a. Ao utilizar uma distância de 300 km, a tecnologia de GNC

apresentou maior VPL para as taxas de desconto utilizadas. Caso utilize uma taxa de

desconto de 20% a.a, a tecnologia de Gasoduto apresentou o segundo maior VPL, e na

taxa de desconto de 15% a.a, as tecnologias de Gasoduto e HGN apresentaram VPL

próximos. Para uma distância de 1000 e 1800 km, a tecnologia de GNC apresentou VPL

superior às demais tecnologias nas taxas de desconto de 15 e 20% a.a. Quando utilizou

uma taxa de desconto de 10% a.a e distância de 1000 km, a tecnologia de HGN

apresentou maior VPL. A tecnologia de GNC apresentou menor sensibilidade à variação

da taxa de desconto e as tecnologias de HGN e GTW apresentaram maior sensibilidade.

-500,0

0,0

500,0

1000,0

1500,0

2000,0

10% 15% 20% 10% 15% 20% 10% 15% 20%

300 1000 1800

VP

L ($

MM

)

Distância (km)


GNL

GASODUTO

GNC

HGN

GTL

GTW






mais 25% e uma vazão de 250 MMSCFD. Observa-se que ao aumentar o preço de

venda do GN, todas as tecnologias de transporte de gás natural são viáveis

economicamente, na qual a tecnologia de GNC apresentou maior VPL seguido da

tecnologia de HGN para distâncias de 300 e 1000 km nas taxas de desconto de 15 e 20%

a.a. As tecnologias de Gasoduto e HGN apresentaram VPL próximos e superiores às

demais tecnologias para as taxas de desconto de 10% e 15% a.a nas distâncias de 300 e

1800 km, respectivamente. As tecnologias de Gasoduto e GNC apresentaram menor

sensibilidade à variação da taxa de desconto e as tecnologias de HGN e GTW


-500,0

0,0

500,0

1000,0

1500,0

2000,0

2500,0

10% 15% 20% 10% 15% 20% 10% 15% 20%

300 1000 1800

VP

L ($

MM

)

Distância (km)


GNL

GASODUTO

GNC

HGN

GTL

GTW






mais 50% e uma vazão de 250 MMSCFD. Ao aumentar o preço de venda do GN, todas

as tecnologias de transporte de gás natural são viáveis economicamente devido ao

aumento da receita. Observa-se que para uma taxa de desconto de 10% a.a, a tecnologia

de HGN apresentou VPL superior às demais tecnologias. Ao utilizar uma taxa de

desconto de 10% e 20% a.a para as distâncias de 1000 e 1800 km, a tecnologia de GNC

apresentou maior VPL. Observa-se que na distância de 1800 km, a tecnologia de HGN

apresentou VPL maior para a taxa de desconto de 15% a.a, já na taxa de desconto de

20% a.a, a tecnologia de GNC foi a que obteve maior VPL. A tecnologia de GNC

apresentou menor sensibilidade à variação da taxa de desconto sendo as tecnologias de

HGN e GTW a maior sensibilidade.

0,0

500,0

1000,0

1500,0

2000,0

2500,0

3000,0

10% 15% 20% 10% 15% 20% 10% 15% 20%

300 1000 1800

VP

L ($

MM

)

Distância (km)


GNL

GASODUTO

GNC

HGN

GTL

GTW





De acordo com os resultados, as tecnologias de transporte de HGN e GNC

Offshore apresentaram-se como sendo as tecnologias mais promissoras para o transporte

de GN, devido a uma maior rentabilidade em relação às demais tecnologias. A

tecnologia de GNC apresentou uma menor sensibilidade à variação da taxa de desconto

e as tecnologias de HGN e GTW apresentaram maior sensibilidade. As tecnologias de

HGN e GTW apresentaram maior sensibilidade à variação do preço de venda do GN e a

tecnologia de GTL menor sensibilidade. As tecnologias HGN, GNL e GTL apresentaram

uma menor sensibilidade à variação da distância de transporte do GN. Já a tecnologia de

Gasoduto apresentou maior sensibilidade à variação da distância.

6.2 – Análise de sensibilidade das tecnologias Onshore

A proposta desta seção é de estudar o comportamento indicador de viabilidade

econômica das tecnologias de aproveitamento do GN Onshore em relação à variação do

preço de venda do gás natural e a taxa de desconto. Da mesma forma que a seção 6.1,

utilizou-se o VPL como método de avaliação de viabilidade econômica das tecnologias

de transporte de GN em função das taxas de desconto de 10%, 15% e 20% a.a para as

distâncias de 300, 1000 e 1800 km nas vazões de 50 e 250 MMSCFD. A variação do

preço de venda do GN de ± 10, 25 e 50% apresentado na Tabela 3.5, parte do princípio

0,0

500,0

1000,0

1500,0

2000,0

2500,0

3000,0

3500,0

10% 15% 20% 10% 15% 20% 10% 15% 20%

300 1000 1800

VP

L ($

MM

)

Distância (km)


GNL

GASODUTO

GNC

HGN

GTL

GTW


que o custo de venda do GN é o mesmo tanto no segmento Offshore quanto no Onshore

devido às reservas desta fonte de energia ser as mesmas utilizadas nesses segmentos.

As Figuras 6.15 a 6.28 apresentam os estudos de análise de sensibilidade para

cada tecnologia Onshore, onde os dados referentes às figuras encontram-se nas tabelas

localizados nos Apêndices 39 a 52. Utilizou-se estes dados e as figuras para avaliar a

variação destes parâmetros para cada tecnologia estudada.



venda do GN, o VPL das tecnologias torna-se negativo para qualquer taxa de desconto e

distância de transporte utilizada, ou seja, as tecnologias são inviáveis para o período de

projeto de 20 anos.

Figura 6.15: VPL x Distância Onshore para uma vazão de 50 MMSCFD com preço do GN de -50%





venda do GN, as tecnologias de GNL e GTW são inviáveis economicamente para

qualquer taxa de desconto e distância estudada. Para uma distância de 300 km, a

tecnologia de GNC apresentou maior VPL seguido da tecnologia de Gasoduto. Caso

utilize distâncias de 1000 e 1800 km, a tecnologia de HGN torna-se a tecnologia mais

-400,0

-350,0

-300,0

-250,0

-200,0

-150,0

-100,0

-50,0

0,0

10% 15% 20% 10% 15% 20% 10% 15% 20%

300 1000 1800

VP

L ($

MM

)

Distância (km)

VAZÃO DE 50 MMSFCD

GNL

GASODUTO

GNC

HGN

GTL

GTW


rentável para as taxas de desconto de 10% e 15% a.a, onde o VPL foi positivo e superior

às demais tecnologias. A tecnologia de GNC apresentou menor sensibilidade à variação

da taxa de desconto, sendo as tecnologias de HGN e GTW a maior sensibilidade.





menos 10% e uma vazão de 50 MMSCFD. Ao diminuir o preço de venda do GN, a

tecnologia de GNC apresentou maior VPL para distância de 300 km nas taxas de

desconto utilizadas. Para as distâncias de 1000 e 1800 km, a tecnologia de HGN

apresentou maior VPL com exceção à distância de 1000 km e taxa de desconto de 20%

a.a, que neste caso a tecnologia de GNC apresentou maior VPL. Observa-se que a taxa

de desconto de 10% a.a e distância de 300 km, as tecnologias Gasoduto, HGN e GNC

são bastante competitivas, onde apresentaram VPL próximos. A tecnologia de GNC

apresentou menor sensibilidade à variação da taxa de desconto, sendo as tecnologias de

HGN e GTW a maior sensibilidade.

-250,0

-200,0

-150,0

-100,0

-50,0

0,0

50,0

100,0

150,0

10% 15% 20% 10% 15% 20% 10% 15% 20%

300 1000 1800

VP

L ($

MM

)

Distância (km)

VAZÃO DE 50 MMSFCD

GNL

GASODUTO

GNC

HGN

GTL

GTW







variar a taxa de desconto, a tecnologia de GNC apresentou maior VPL para as taxas de

desconto de 15 e 20% na distancia de 300 km. Ao utiliza a taxa de desconto de 10%, a

tecnologia de HGN apresentou VPL superior a tecnologia de GNC para a distância de

300 km e nas distâncias de 1000 e 1800 km, a tecnologia de HGN apresentou maior

VPL com exceção da distância de 1000 km e taxa de desconto de 20%, na qual a

tecnologia de GNC apresentou maior VPL. As tecnologias de GNL e GTW mostraram-

se inviáveis para as taxas de desconto de 20%. A tecnologia de Gasoduto apresentou

VPL negativo para as taxas de desconto de 15 e 20% na distância de 1800 km, sendo

inviável economicamente. As tecnologias de HGN e GTW apresentaram maior

sensibilidade à variação da taxa de desconto e a tecnologia de GNC a menor

sensibilidade.

-200,0

-150,0

-100,0

-50,0

0,0

50,0

100,0

150,0

200,0

250,0

10% 15% 20% 10% 15% 20% 10% 15% 20%

300 1000 1800

VP

L ($

MM

)

Distância (km)

VAZÃO DE 50 MMSFCD

GNL

GASODUTO

GNC

HGN

GTL

GTW


Figura 6.18: VPL x Distância Onshore para uma vazão de 50 MMSCFD com preço do GN atual variando

a taxa de desconto.




do GN, as maiorias das tecnologias apresentaram VPL positivo com exceção do GNL e

GTW para distâncias de 1000 e 1800 km e taxas de desconto de 15 e 20% a.a. A

tecnologia de HGN apresentou maior VPL para a taxa de desconto de 10% a.a nas

distâncias estudadas. Para as distâncias de 1000 e 1800 km, a tecnologia de HGN

apresentou maior VPL para as taxas de descontos utilizadas, sendo que na distância de

1000 km e taxa de desconto de 20% a.a, as tecnologias GNC e HGN apresentaram VPL

próximos. Para distância de 300 km, a tecnologia de GNC apresentou VPL superior às

demais tecnologias para as taxas de 15 e 20% a.a. A tecnologia de GNC apresentou

menor sensibilidade à variação da taxa de desconto, sendo que as tecnologias de HGN e

GTW apresentaram maior sensibilidade em relação à taxa de desconto.

-200,0

-100,0

0,0

100,0

200,0

300,0

400,0

10% 15% 20% 10% 15% 20% 10% 15% 20%

300 1000 1800

VP

L ($

MM

)

Distância (km)

VAZÃO DE 50 MMSFCD

GNL

GASODUTO

GNC

HGN

GTL

GTW


Figura 6.19: VPL x Distância Onshore para uma vazão de 50 MMSCFD com preço do GN de +10%





as tecnologias possuem VPL positivo com exceção da tecnologia de GNL para a taxa de

desconto de 20% a.a e distância de 1800 km. Para as distâncias de 1000 e 1800 km, a

tecnologia de HGN apresentou maior VPL em relação às demais tecnologias e por esta

razão a tecnologia é mais rentável. Ao utilizar uma distância de 300 km, a tecnologia de

GNC apresentou VPL um pouco superior às tecnologias Gasoduto e HGN para as taxas

de desconto de 15 e 20% a.a. Caso utilize uma taxa de desconto de 10% a.a, a

tecnologia de HGN apresentou maior VPL em relação às demais tecnologias de

transporte de gás natural. A tecnologia de GNC apresentou menor sensibilidade à

variação da taxa de desconto, sendo que as tecnologias de HGN e GTW apresentaram

maior sensibilidade.

-100,0

0,0

100,0

200,0

300,0

400,0

10% 15% 20% 10% 15% 20% 10% 15% 20%

300 1000 1800

VP

L ($

MM

)

Distância (km)

VAZÃO DE 50 MMSFCDo

GNL

GASODUTO

GNC

HGN

GTL

GTW






mais 50% e uma vazão de 50 MMSCFD. As tecnologias de transporte de GN

apresentaram VPL positivo para as distâncias e taxas de desconto utilizadas, indicando a

viabilidade econômica. Observa-se que as tecnologias HGN e GTW apresentaram VPL

bem próximos para a taxa de desconto de 10% na distância de 300 km. Para as

distâncias de 1000 e 1800 km, a tecnologia de HGN apresentou maior VPL em relação

às demais tecnologias. Caso utilize a distância de 300 km, as tecnologias Gasoduto,

GNC e HGN apresentaram VPLs próximos para a taxa de desconto de 15% a.a e VPLs

próximos para as tecnologias Gasoduto e GNC na taxa de desconto de 20% a.a. A

tecnologia de GNC apresentou menor sensibilidade à variação da taxa de desconto,

sendo que as tecnologias de HGN e GTW apresentaram maior sensibilidade.

-100

0

100

200

300

400

500

10% 15% 20% 10% 15% 20% 10% 15% 20%

300 1000 1800

VP

L ($

MM

)

Distância (km)

VAZÃO DE 50 MMSFCD

GNL

GASODUTO

GNC

HGN

GTL

GTW







venda do GN, todas as tecnologias de transporte de GN apresentaram VPLs negativos,

por esta razão, as tecnologias são inviáveis para o transporte de GN.





menos 25% e uma vazão de 250 MMSCFD. Ao diminuir o preço de venda do GN, a

tecnologia de GNC apresentou maior VPL para a distância de 300 km, seguido da

0

100

200

300

400

500

600

700

10% 15% 20% 10% 15% 20% 10% 15% 20%

300 1000 1800

VP

L ($

MM

)

Distância (km)

VAZÃO DE 50 MMSFCD

GNL

GASODUTO

GNC

HGN

GTL

GTW

-2000,0

-1500,0

-1000,0

-500,0

0,010% 15% 20% 10% 15% 20% 10% 15% 20%

300 1000 1800

VP

L ($

MM

)

Distância (km)


GNL

GASODUTO

GNC

HGN

GTL

GTW


tecnologia de Gasoduto. Ao aumentar a distância para 1000 km, a tecnologia de HGN

apresentou maior VPL para uma taxa de desconto de 10% a.a e VPL próximo ao da

tecnologia de GNC para a taxa de desconto de 15% a.a. Para a taxa desconto de 20%

a.a, somente a tecnologia de GNC apresentou VPL positivo. Ao utilizar a distância de

1800 km, somente as tecnologias de HGN e GTL são viáveis economicamente a uma

taxa de desconto de 10% a.a por apresentar VPL positivo, sendo a tecnologia de HGN a

mais rentável. A tecnologia de GNC apresentou menor sensibilidade à variação da taxa

de desconto, sendo que as tecnologias de HGN e GTW apresentaram maior

sensibilidade.






venda do GN, a tecnologia de GNC apresentou maior VPL para distância de 300 km.

Para a distância de 1000 km, a tecnologia de HGN apresentou maior VPL com exceção

na taxa de desconto de 20% a.a, onde a tecnologia de GNC é mais rentável. Na distância

de 1800 km, a tecnologia de HGN apresentou maior VPL tendo como segunda melhor

tecnologia o GTL, com exceção a taxa de desconto de 20% a.a, onde somente a

tecnologia de HGN apresentou VPL positivo. A tecnologia de GNC apresentou menor

sensibilidade à variação da taxa de desconto, sendo que as tecnologias de HGN e GTW


-1500,0

-1000,0

-500,0

0,0

500,0

1000,0

10% 15% 20% 10% 15% 20% 10% 15% 20%

300 1000 1800VP

L ($

MM

)

Distância (km)


GNL

GASODUTO

GNC

HGN

GTL

GTW







variar a taxa de desconto, a tecnologia de GNC apresentou maior VPL para a distância

de 300 km. Ao utiliza a taxa de desconto de 20%, a tecnologia de GNC também

apresentou maior VPL para a distância de 1000. As tecnologias de GNL e GTW

mostraram-se inviáveis para as taxas de desconto de 20%. A tecnologia de Gasoduto

apresentou VPL negativo para as taxas de desconto de 20% na distância de 1800 km,

sendo inviável economicamente. A tecnologia de HGN apresentou maior VPL para as

distâncias de 1000 e 1800 km, com exceção quando utilizado a taxa de desconto de 20%

e distância de 1000 km, onde a tecnologia de GNC apresentou maior VPL. A tecnologia

de GNC apresentou menor sensibilidade à variação da taxa de desconto e as tecnologias

de HGN e GTW apresentaram maior sensibilidade.

-1000,0

-500,0

0,0

500,0

1000,0

1500,0

10% 15% 20% 10% 15% 20% 10% 15% 20%

300 1000 1800

VP

L ($

MM

)

Distância (km)


GNL

GASODUTO

GNC

HGN

GTL

GTW


Figura 6.25: VPL x Distância Onshore para uma vazão de 250 MMSCFD com preço do GN atual




mais 10% e uma vazão de 250 MMSCFD. Ao aumentar o preço de venda do GN, as

tecnologias de transporte de GN são viáveis economicamente para a distância de 300

km onde a tecnologia de GNC apresentou maior VPL. Para a distância de 1000 km, a

tecnologia de HGN apresentou maior VPL para as taxas de desconto de 10 e 15% a.a, já

ao utilizar uma taxa de desconto de 20% a.a, a tecnologia de GNC apresentou maior

VPL. Caso utilize uma distância de 1800 km, a tecnologia de HGN apresentou maior

VPL, sendo a tecnologia mais rentável, seguido da tecnologia de GTL. A tecnologia de

GNC apresentou menor sensibilidade à variação da taxa de desconto, sendo que as

tecnologias de HGN e GTW apresentaram maior sensibilidade.

-1000,0

-500,0

0,0

500,0

1000,0

1500,0

2000,0

10% 15% 20% 10% 15% 20% 10% 15% 20%

300 1000 1800

VP

L ($

MM

)

Distância (km)

Preço inicial do GN para uma vazão de 250 MMSFCD

GNL

GASODUTO

GNC

HGN

GTL

GTW






mais 25% e uma vazão de 250 MMSCFD. Observa-se que ao aumentar o preço de

venda do GN, a tecnologia de GNL é inviável para uma distância de 1800 km a uma

taxa de desconto de 20% a.a, a essa distância, a tecnologia de HGN apresentou maior

VPL para as taxas de desconto utilizadas. Para uma distância de 300 km, a tecnologia de

HGN também apresentou VPL maior para a taxa de desconto de 10% a.a, caso utilize

taxas de desconto de 15 e 20% a.a, a tecnologia de GNC torna-se mais rentável por

apresentar maior VPL. Na distância de 1000 km e taxas de desconto de 10 e 15% a.a, a

tecnologia de HGN apresentou maior VPL enquanto que para a taxa de desconto de

20% a.a, a tecnologia de GNC apresentou VPL superior ao da tecnologia de HGN. A



-500,0

0,0

500,0

1000,0

1500,0

2000,0

10% 15% 20% 10% 15% 20% 10% 15% 20%

300 1000 1800

VP

L ($

MM

)

Distância (km)


GNL

GASODUTO

GNC

HGN

GTL

GTW







as tecnologias de transporte de GN apresentaram VPL positivo, por esta razão, as

tecnologias são viáveis economicamente. Na distância de 1800 km, a tecnologia de

HGN apresentou maior VPL, sendo a tecnologia mais rentável economicamente. Ao

utilizar uma distância de 1000 km para as taxas de desconto de 10 e 15% a.a, a

tecnologia de HGN também apresentou maior VPL, enquanto que na taxa de desconto

de 20% a.a, as tecnologias de HGN e GNC apresentaram VPL bem próximos, indicando

uma competitividade no mercado. Para a distância de 300 km e taxas de desconto de 15

e 20% a.a, a tecnologia de GNC apresentou maior VPL, e ao utilizar uma taxa de

desconto de 10% a.a, as tecnologias de HGN e GTW apresentaram VPL próximos. A



-500

0

500

1000

1500

2000

2500

10% 15% 20% 10% 15% 20% 10% 15% 20%

300 1000 1800

VP

L ($

MM

)

Distância (km)


GNL

GASODUTO

GNC

HGN

GTL

GTW





De acordo com os resultados, as tecnologias mais promissoras para o transporte

de GN Onshore são as tecnologias de HGN, GTL, GNC e GTW. Verifica-se que a

tecnologia de GTL apresentou uma menor sensibilidade a variação do preço do GN e as

tecnologias de HGN e GTW apresentaram maior sensibilidade. As tecnologias de HGN

e GTL apresentaram uma menor sensibilidade à variação da distância. A tecnologia de

GNC apresentou maior sensibilidade à variação da distância e uma menor sensibilidade

a variação da taxa de desconto. As tecnologias de HGN e GTW apresentaram uma maior

sensibilidade à variação da taxa de desconto. A tecnologia de Gasoduto apresentou

maior sensibilidade a variação da distância.

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

10% 15% 20% 10% 15% 20% 10% 15% 20%

300 1000 1800

VP

L ($

MM

)

Distância (km)


GNL

GASODUTO

GNC

HGN

GTL

GTW

Capítulo 7

Conclusão e Sugestões

De acordo com a avaliação econômica de projetos, o método VPL utilizado para

avaliar a análise de sensibilidade comprovou que tecnologias HGN e GNC são as mais

indicadas para o aproveitamento do gás natural Offshore, por apresentar um VPL maior

em relação às demais tecnologias. As tecnologias de GTW e HGN apresentaram uma

maior sensibilidade em relação à variação do preço do gás natural e a variação da taxa

de desconto. As tecnologias de HGN e GTL apresentaram uma menor sensibilidade à

variação da distância e a tecnologia de GNC apresentou menor sensibilidade à variação

da taxa de desconto. As tecnologias de GNC, GTL e Gasoduto apresentaram menor

sensibilidade à variação do preço de venda do GN.

A tecnologia de Gasoduto Offshore apresentou um custo de investimento muito

alto para o transporte de gás natural. Esta tecnologia é hoje a mais utilizada para o

escoamento do gás até os centros consumidores. Tendo em vista que ao utilizar uma

alternativa de aproveitamento do gás natural menos custosa, a exploração do

reservatório continuará sendo viável economicamente por um tempo maior,

consequentemente, aumentará o índice de recuperação do reservatório de gás fazendo

com que não seja abandonado precocemente.

O transporte de gás natural Onshore apresentou três tecnologias promissoras,

HGN, GTL e GNC. As tecnologias de HGN e GTW apresentaram uma maior

sensibilidade em relação à variação do preço de venda do gás natural e a variação da

taxa de desconto. As tecnologias de HGN e GTL apresentaram menor sensibilidade à

variação da distância, e as tecnologias de GNC, GNL e Gasoduto apresentaram maior

sensibilidade. A tecnologia de GNC apresentou uma menor sensibilidade à variação da

taxa de desconto. As tecnologias de GTL, GNC e Gasoduto apresentaram uma menor

Capítulo 7 – Conclusão e Sugestões 117

sensibilidade em relação à variação do preço de venda do GN. Caso o mercado

necessite de produtos de maior valor agregado, a tecnologia de GTL é mais indicada por

apresentar uma menor sensibilidade à variação da distância e uma sensibilidade menor

em relação à variação do preço de venda do gás natural.

A escolha da melhor tecnologia tanto no segmento Offshore e Onshore vai

depender da distância do mercado consumidor, a taxa de desconto e o preço de venda do

gás natural aplicado. A tecnologia de HGN é menos sensível a variação da distância, ou

seja, esta tecnologia consegue atender os mercados consumidores mais distantes, mas o

preço de venda do GN e a taxa de desconto influenciam na sua competitividade. A

tecnologia de GNC apresentou uma menor sensibilidade à variação da taxa de desconto

e uma maior sensibilidade à variação da distância, atendendo somente a mercados mais

próximos. Se o mercado apresenta uma variação da taxa de desconto, a tecnologia de

HGN não é recomendada por apresentar maior sensibilidade, enquanto que a tecnologia

de GNC é menos sensível.

Comparando os segmentos Offshore e Onshore, as tecnologias de transporte de

GNL, GNC, HGN e GTL Offshore apresentaram VPL superior ao segmento Onshore. O

volume de gás natural transportado por navio é muito superior ao transportado por

caminhão, por esta razão, os custos de tarifa de transporte são menores fazendo com que

estas tecnologias Offshore sejam mais rentáveis. A tecnologia de Gasoduto Onshore

apresentou um VPL maior em relação ao segmento Offshore devido ao custo de

investimento ser menor e uma maior sensibilidade ao variar a distância devido aos

CAPEXs serem em função da vazão e distância, os custos de transporte aumentam

consideravelmente fazendo com seja inviável para longas distâncias.

Ressalta-se que as restrições ao acesso destas tecnologias de aproveitamento do

gás natural fazem com que o HGN, GNC e GTL sejam as tecnologias mais difíceis de

viabilizar a exploração de reservatórios de gás natural abandonados, devido ao

desenvolvimento e amadurecimento tecnológico de cada tecnologia. O GTW e GTL são

tecnologias para o aproveitamento do gás natural, ou seja, o mercado consumidor deve

apresentar uma demanda maior de energia ou de produtos de maior valor agregado para

que seja viável a utilização destas tecnologias. As tecnologias de Gasoduto e GNL são

Capítulo 7 – Conclusão e Sugestões 118

as mais utilizadas para o transporte do gás natural atualmente, sendo o Gasoduto para

distância curta e o GNL em média a longa distância.

As principais sugestões para trabalhos futuros são:

Implementar uma avaliação econômica de projetos para a exportação do gás

natural do pré-sal para o continente Europeu, Africano e America do Norte;

Avaliar o preço do gás natural quando estes são tradicionalmente associados aos

combustíveis substitutos nos países importadores de gás natural, tais como: Henry

Hub e National Balancing Point (NBP);

Avaliar os aspectos de viabilidade técnica de cada tecnologia, fator de acesso,

restrição às tecnologias, segurança operacional e os riscos do transporte do gás

natural através das formas liquefeito, comprimido, sólido, etc;

Aprimoramentos da planilha de cálculo de viabilidade econômica com a entrada

de novas variáveis para o fluxo de caixa, tais como: perfil de desembolso do

capital investido, incidência de tributos, depreciação e/ou amortização, custos de

investimentos e operacionais de cada equipamento, etc...

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APÊNDICES

Apêndice 1: Dados da literatura de custos da tecnologia GNL Offshore.

Autor \ Ano CAPEX Unidade OPEX Unidade Tarifa de

transporte Unidade

Preço do GN

(VENDA) Unidade

Preço do GN

(COMPRA) Unidade

CHANG \ 2001 600 $/TPA 0.5 $/MMBTU 0.2 $ / MMBTU /

1000 km 2.4 $/MMBTU 0.25 $/MSCF

WAGNER \ 2002

= 0.0014*(VAZAO)*

^2 - 1.6491*

(VAZAO) + 604.67

$/TPA

= 0.000001*(VAZAO)

^2 - 0.0017*

(VAZAO) + 1.1857

$/MMBTU 2 $ / MMBTU N/A N/A

SUBERO \ 2004 476 $/TPA

=(-0.2568)*

LN(VAZAO)

+2.0648

$/MMBTU 0.2 $ / MMBTU /

1000 km 3.5 $/MMBTU

RAJNAUTH \ 2008 290 $/TPA N/A N/A N/A N/A N/A N/A

AL-SAADOON \ 2009 12.8 $/MMBTU 5-6 % CAPEX $/MMBTU N/A N/A 1 a 5 $/MMBTU

BALOGUN \ 2009 830 $/TPA 0.40 $/MMBTU 0.4 $ / MMBTU 5.4 $/MMBTU 0.25 a 1.5 $/MMBTU

PATEL \ 2005 330 $/TPA 0.3 $/MMBTU N/A N/A 3.0 a 3.5 $/MMBTU 0.6 a 1.0 $/MMBTU

Apêndice 2: Dados da literatura de custos da tecnologia GASODUTO Offshore.


transporte Unidade

Preço do GN

(VENDA) Unidade

Preço do GN

(COMPRA) Unidade

CHANG \ 2001 500000 $ / km 0.9 $/MMBTU N/A N/A 2.5 $/MMBTU 0.25 $/MSCF

WAGNER \ 2002

= 0.00005*(VAZAO)

^2 –0.0608*(VAZAO)

+ 24.417

$/MMBTU

= 0.000001*(VAZAO)

^2 - 0.0012*(VAZAO)

+ 0.5076

$/MMBTU 1 $/MMBTU N/A N/A

SUBERO \ 2004 =(1200*(VAZAO)

+0.3917) $ / km 1.0 $/MMBTU =1%*(VAZAO) $/MMBTU/1000 km 3.5 $/MMBTU

RAJNAUTH \ 2008 2000000 $ / km N/A N/A N/A N/A N/A N/A

APÊNDICES 124

Apêndice 3: Dados da literatura de custos da tecnologia GNC Offshore.


transporte Unidade

Preço do GN

(VENDA) Unidade

Preço do GN

(COMPRA) Unidade

CHANG \ 2001 60 $ MM 0.07 $/SCFD.YR 21 $/MM / YR /

1000 km 2.25 $/MMBTU 0.25 $/MSCF

WAGNER \ 2002 = -0.0006*(VAZAO)

+ 0.8914 $/MMBTU

=0.000002*(VAZAO)

^2 - 0.0021*(VAZAO)

+ 1.4246

$/MMBTU 1.7 $/MMBTU N/A N/A

SUBERO \ 2004 =11.495*(VAZAO)

^(-0.4879) $/MMBTU 0.65 $/MMBTU 0.4

$ / MMBTU /

1000 km 3.5 $/MMBTU

Apêndice 4: Dados da literatura de custos da tecnologia HGN Offshore.


transporte Unidade Preço do GN (VENDA) Unidade Preço do GN (COMPRA) Unidade

CHANG \ 2001 50% CAPEX DO GTL 0.37 $/MMBTU 0.15 $ / MMBTU / 1000 km 2.3 $/MMBTU 0.25 $/MSCF

KANDA \ 2006 100 $ / TPA N/A N/A N/A N/A 4.5 a 5.5 $/MMBTU 1 $/MMBTU

NAJIBI \ 2008 4,0 $ MM / MMSCFD N/A N/A N/A N/A 4 $/MMBTU 0.5 $/MMBTU

Apêndice 5: Dados da literatura de custos da tecnologia GTW Offshore.



CHANG \ 2001 1 $ / WATT 5 % CAPEX $ / WATT N/A N/A 32 a 157 $ / MWH 0.25 $/MSCF

WATANABE \ 2006 1.2 a 1.6 $ / WATT

= -0.0003*(VAZAO)^2

+ 0.2827*(VAZAO)

+ 0.6283

$ MM /yr 0,03 $ / WATT / 1000 km 40 $ / MWH N/A N/A

Apêndice 6: Dados da literatura de custos da tecnologia GTL Offshore.



CHANG \ 2001 40000 $/BPD 10 $/BBL 1.35 $/BBL / 1000 km 25 $/BBL 0.25 $/MSCF

OGUGBUE \ 2007 20000 a 40000 $/BPD 5 a 7 % CAPEX $/BPD N/A N/A 25 a 40 $/BBL

GARROUCH \ 2007 20000 a 40000 $/BPD 7 % CAPEX $/BPD N/A N/A 18 a 32 $/BBL 9 a 10 $/BBL

AL-SAADOON \ 2005 20000 a 40000 $/BPD 5 a 7 % CAPEX $/BPD N/A N/A 10 a 38 $/BBL 1 a 5 $ / MMBTU

BALOGUN \ 2009 39300 $/BPD 6 $/BBL N/A N/A 35 $/BBL 0.5 a 1.5 $ / MMBTU

KHATANIAR \ 2004 20000 a 33000 $/BPD 5.6 % CAPEX $/BPD N/A N/A 21 $/BBL N/A N/A

PATEL \ 2005 25000 $/BPD N/A N/A N/A N/A 23 a 30 $/BBL 6 a 10 $/BBL

APÊNDICES 125

Apêndice 7: Resultados das Figuras 5.1 a 5.6 do VPL de cada tecnologia Offshore.

Vazão Distância GNL Gasoduto GNC HGN GTL GTW

1 100 3,6 -32,9 2,6 6,6 4,0 4,8

1 500 3,3 -190,1 2,0 6,4 3,9 4,2

1 1000 2,9 -386,5 1,2 6,1 3,6 3,4

1 1500 2,6 -583,0 0,5 5,8 3,4 2,7

1 2000 2,2 -779,4 -0,2 5,5 3,2 1,9

1 3000 1,5 -1172,3 -1,7 5,0 2,7 0,3

1 4000 0,7 -1565,2 -3,2 4,4 2,3 -1,2

50 100 180,7 272,2 341,0 330,2 202,2 242,0

50 500 165,9 91,8 311,4 319,1 193,1 210,8

50 1000 147,4 -133,7 274,4 305,2 181,8 154,0

50 1500 128,9 -359,3 237,4 291,3 170,4 132,8

50 2000 110,4 -584,8 200,4 277,4 159,1 93,8

50 3000 73,4 -1035,9 126,4 249,7 136,4 15,8

50 4000 36,4 -1487,0 52,3 221,9 113,7 -62,2

150 100 542,2 895,1 1069,0 990,5 606,6 726,0

150 500 497,8 667,1 980,2 957,2 579,4 632,4

150 1000 442,3 382,2 869,2 915,5 545,3 515,4

150 1500 386,7 97,2 758,1 873,9 511,3 398,4

150 2000 331,2 -187,7 647,1 832,3 477,2 281,4

150 3000 220,2 -757,6 425,1 749,0 409,1 47,4

150 4000 109,2 -1327,5 203,0 665,7 341,0 -186,6

250 100 903,6 1517,9 1805,6 1650,8 1011,1 1210,1

250 500 829,6 1242,4 1657,5 1595,3 965,7 1054,1

250 1000 737,1 898,1 1472,5 1525,9 908,9 859,0

250 1500 644,6 553,7 1287,4 1456,5 852,2 664,0

250 2000 552,1 209,4 1102,4 1387,1 795,4 469,0

250 3000 367,0 -479,3 732,3 1248,3 681,9 79,0

250 4000 182,0 -1168,0 362,2 1109,6 568,4 -311,1

Apêndice 8: Resultados da Figura 5.8 do VPL x Distância Offshore para uma vazão de 50 MMSCFD.

VPL DISTÂNCIAS

TECNOLOGIAS 300 400 500 600 1000 1800

GNL R$ 173,3 R$ 169,6 R$ 165,9 R$ 162,2 R$ 147,4 R$ 117,8

GASODUTO R$ 181,8 R$ 136,7 R$ 91,5 R$ 46,3 -R$ 134,3 -R$ 495,7

GNC R$ 326,1 R$ 318,7 R$ 311,3 R$ 303,9 R$ 274,3 R$ 215,1

HGN R$ 324,6 R$ 321,8 R$ 319,1 R$ 316,3 R$ 305,2 R$ 283,0

GTL R$ 197,7 R$ 195,4 R$ 193,1 R$ 190,9 R$ 181,8 R$ 163,6

GTW R$ 226,4 R$ 218,6 R$ 210,8 R$ 203,0 R$ 171,8 R$ 109,4

Apêndice 9: Resultados da Figura 5.9 da TIR x Distância Offshore para uma vazão de 50 MMSCFD.

TIR DISTÂNCIAS

TECNOLOGIAS 300 400 500 600 1000 1800

GNL 19,3% 19,1% 18,9% 18,7% 18,0% 16,5%

GASODUTO 27,3% 20,1% 15,6% 12,4% 5,3% -0,8%

GNC 115,1% 112,8% 110,4% 108,1% 98,7% 79,9%

HGN 30,7% 30,5% 30,3% 30,2% 29,5% 28,2%

GTL 25,8% 25,6% 25,4% 25,3% 24,6% 23,2%

GTW 18,3% 18,1% 17,8% 17,5% 16,4% 14,2%

APÊNDICES 126

Apêndice 10: Resultados da Figura 5.10 do Payback Simples x Distância Offshore para uma vazão de 50

MMSCFD.

PAYBACK SIMPLES DISTÂNCIAS

TECNOLOGIAS 300 400 500 600 1000 1800

GNL 5,0 5,1 5,1 5,2 5,4 5,8

GASODUTO 3,6 4,9 6,1 7,3 12,1 21,8

GNC 0,9 0,9 0,9 0,9 1,0 1,3

HGN 3,2 3,3 3,3 3,3 3,4 3,5

GTL 3,8 3,9 3,9 3,9 4,0 4,2

GTW 5,3 5,3 5,4 5,5 5,8 6,6

Apêndice 11: Resultados da Figura 5.11 do Payback descontado x Distância Offshore para uma vazão de

50 MMSCFD.

PAYBACK DESCONTADO DISTÂNCIAS

TECNOLOGIAS 300 400 500 600 1000 1800

GNL 7,4 7,4 7,5 7,6 8,1 9,1

GASODUTO 4,8 7,0 9,8 13,6 20,0 20,0

GNC 1,0 1,0 1,0 1,0 1,1 1,4

HGN 4,1 4,1 4,2 4,2 4,3 4,6

GTL 5,1 5,1 5,2 5,2 5,4 5,8

GTW 7,8 8,0 8,2 8,3 9,1 11,2

Apêndice 12: Resultados da Figura 5.12 do VPL x Distância Offshore para uma vazão de 250 MMSCFD.

VPL DISTÂNCIAS

TECNOLOGIAS 300 400 500 600 1000 1800

GNL R$ 866,6 R$ 848,1 R$ 829,6 R$ 811,1 R$ 737,1 R$ 589,1

GASODUTO R$ 1.379,3 R$ 1.310,1 R$ 1.240,9 R$ 1.171,8 R$ 895,1 R$ 341,7

GNC R$ 1.731,3 R$ 1.694,3 R$ 1.657,3 R$ 1.620,3 R$ 1.472,3 R$ 1.176,2

HGN R$ 1.623,1 R$ 1.609,2 R$ 1.595,3 R$ 1.581,4 R$ 1.525,9 R$ 1.414,9

GTL R$ 988,4 R$ 977,0 R$ 965,7 R$ 954,3 R$ 908,9 R$ 818,1

GTW R$ 1.132,1 R$ 1.093,1 R$ 1.054,1 R$ 1.015,0 R$ 859,0 R$ 547,0

Apêndice 13: Resultados da Figura 5.13 da TIR x Distância Offshore para uma vazão de 250 MMSCFD.

TIR DISTÂNCIAS

TECNOLOGIAS 300 400 500 600 1000 1800

GNL 19,3% 19,1% 18,9% 18,7% 18,0% 16,5%

GASODUTO 89,8% 67,4% 53,9% 44,9% 26,7% 13,9%

GNC 252,5% 247,4% 242,2% 237,1% 216,5% 175,3%

HGN 30,7% 30,5% 30,3% 30,2% 29,5% 28,2%

GTL 25,8% 25,6% 25,4% 25,3% 24,6% 23,2%

GTW 18,3% 18,1% 17,8% 17,5% 16,4% 14,2%

Apêndice 14: Resultados da Figura 5.14 do Payback Simples x Distância Offshore para uma vazão de

250 MMSCFD.


TECNOLOGIAS 300 400 500 600 1000 1800

GNL 5,0 5,1 5,1 5,2 5,4 5,8

GASODUTO 1,1 1,5 1,9 2,2 3,7 6,7

GNC 0,4 0,4 0,4 0,4 0,5 0,6

HGN 3,2 3,3 3,3 3,3 3,4 3,5

GTL 3,8 3,9 3,9 3,9 4,0 4,2

GTW 5,3 5,3 5,4 5,5 5,8 6,6

APÊNDICES 127

Apêndice 15: Resultados da Figura 5.15 do Payback descontado x Distância Offshore para uma vazão de

250 MMSCFD.


TECNOLOGIAS 300 400 500 600 1000 1800

GNL 7,4 7,4 7,5 7,6 8,1 9,1

GASODUTO 1,3 1,7 2,2 2,7 4,9 11,6

GNC 0,4 0,4 0,5 0,5 0,5 0,6

HGN 4,1 4,1 4,2 4,2 4,3 4,6

GTL 5,1 5,1 5,2 5,2 5,4 5,8

GTW 7,8 8,0 8,2 8,3 9,1 11,2

Apêndice 16: Resultados das Figuras 5.16 a 5.21 do VPL de cada tecnologia Onshore.

Vazão Distância GNL Gasoduto GNC HGN GTL GTW

1 100 3,4 4,6 2,4 6,1 4,0 4,8

1 500 2,5 -2,3 0,9 5,9 3,8 4,2

1 1000 1,3 -11,0 -0,9 5,6 3,5 3,4

1 1500 0,1 -19,7 -2,7 5,3 3,3 2,7

1 2000 -1,1 -28,4 -4,5 5,1 3,0 1,9

1 3000 -3,5 -45,8 -8,2 4,5 2,4 0,3

1 4000 -5,9 -63,2 -11,8 4,0 1,9 -1,2

50 100 172,4 304,8 330,3 306,1 201,7 242,0

50 500 124,3 254,6 257,7 295,0 190,6 210,8

50 1000 64,1 191,9 167,1 281,1 176,7 171,8

50 1500 4,0 129,2 76,4 267,2 162,8 132,8

50 2000 -56,1 66,4 -14,3 253,4 149,0 93,8

50 3000 -176,4 -59,0 -195,6 225,6 121,2 15,8

50 4000 -296,7 -184,5 -377,0 197,9 93,5 -62,2

150 100 517,2 917,5 1036,8 918,3 605,1 726,0

150 500 372,9 779,1 819,2 885,0 571,8 632,4

150 1000 192,4 606,0 547,2 843,4 530,2 515,4

150 1500 12,0 433,0 275,2 801,7 488,5 398,4

150 2000 -168,4 260,0 3,1 760,1 446,9 281,4

150 3000 -529,2 -86,0 -540,9 676,8 363,6 47,4

150 4000 -890,1 -432,1 -1084,9 593,6 280,4 -186,6

250 100 862,0 1530,1 1751,9 1530,5 1008,5 1210,1

250 500 621,4 1303,5 1389,2 1475,0 953,0 1054,1

250 1000 320,7 1020,2 935,8 1405,6 883,6 859,0

250 1500 20,0 736,9 482,5 1336,2 814,2 664,0

250 2000 -280,7 453,6 29,1 1266,8 744,8 469,0

250 3000 -882,1 -113,0 -877,6 1128,1 606,1 79,0

250 4000 -1483,5 -679,6 -1784,4 989,3 467,3 -311,1

Apêndice 17: Resultados da Figura 5.23 do VPL x Distância Onshore para uma vazão de 50 MMSCFD.

VPL DISTÂNCIAS

TECNOLOGIAS 300 500 600 1000 1300 1800

GNL R$ 148,3 R$ 124,3 R$ 112,3 R$ 64,1 R$ 28,1 -R$ 32,1

GASODUTO R$ 279,7 R$ 254,6 R$ 242,1 R$ 191,9 R$ 154,3 R$ 91,5

GNC R$ 294,0 R$ 257,7 R$ 239,6 R$ 167,1 R$ 112,7 R$ 22,0

HGN R$ 300,6 R$ 295,0 R$ 292,2 R$ 281,1 R$ 272,8 R$ 258,9

GTL R$ 196,2 R$ 190,6 R$ 187,8 R$ 176,7 R$ 168,4 R$ 154,5

GTW R$ 226,4 R$ 210,8 R$ 203,0 R$ 171,8 R$ 148,4 R$ 109,4

APÊNDICES 128

Apêndice 18: Resultados da Figura 5.24 da TIR x Distância Onshore para uma vazão de 50 MMSCFD.

TIR DISTÂNCIAS

TECNOLOGIAS 300 500 600 1000 1300 1800

GNL 18,0% 16,8% 16,2% 13,6% 11,6% 8,1%

GASODUTO 99,0% 59,4% 49,5% 29,5% 22,5% 15,6%

GNC 105,2% 93,7% 87,9% 64,8% 47,5% 18,1%

HGN 29,2% 28,9% 28,7% 28,1% 27,6% 26,7%

GTL 25,7% 25,3% 25,0% 24,2% 23,6% 22,5%

GTW 18,3% 17,8% 17,5% 16,4% 15,6% 14,2%

Apêndice 19: Resultados da Figura 5.25 do Payback Simples x Distância Onshore para uma vazão de 50

MMSCFD.


TECNOLOGIAS 300 500 600 1000 1300 1800

GNL 5,3 5,7 5,9 6,8 7,7 9,8

GASODUTO 1,0 1,7 2,0 3,4 4,4 6,1

GNC 1,0 1,1 1,1 1,5 2,1 5,3

HGN 3,4 3,4 3,5 3,5 3,6 3,7

GTL 3,9 3,9 3,9 4,1 4,2 4,4

GTW 5,3 5,4 5,5 5,8 6,1 6,6

Apêndice 20: Resultados da Figura 5.26 do Payback descontado x Distância Onshore para uma vazão de

50 MMSCFD.


TECNOLOGIAS 300 500 600 1000 1300 1800

GNL 8,0 8,8 9,3 11,9 15,2 20,0

GASODUTO 1,1 1,9 2,4 4,3 6,0 9,8

GNC 1,1 1,2 1,3 1,8 2,5 8,0

HGN 4,4 4,4 4,5 4,6 4,7 4,9

GTL 5,1 5,2 5,3 5,5 5,7 6,0

GTW 7,8 8,2 8,3 9,1 9,8 11,2

Apêndice 21: Resultados da Figura 5.27 do VPL x Distância Onshore para uma vazão de 250 MMSCFD.

VPL DISTÂNCIAS

TECNOLOGIAS 300 500 600 1000 1300 1800

GNL R$ 741,7 R$ 621,4 R$ 561,3 R$ 320,7 R$ 140,3 -R$ 160,4

GASODUTO R$ 1.416,8 R$ 1.303,5 R$ 1.246,8 R$ 1.020,2 R$ 850,2 R$ 566,9

GNC R$ 1.570,5 R$ 1.389,2 R$ 1.298,5 R$ 935,8 R$ 663,8 R$ 210,4

HGN R$ 1.502,8 R$ 1.475,0 R$ 1.461,1 R$ 1.405,6 R$ 1.364,0 R$ 1.294,6

GTL R$ 980,8 R$ 953,0 R$ 939,1 R$ 883,6 R$ 842,0 R$ 772,6

GTW R$ 1.132,1 R$ 1.054,1 R$ 1.015,0 R$ 859,0 R$ 742,0 R$ 547,0

Apêndice 22: Resultados da Figura 5.28 da TIR x Distância Onshore para uma vazão de 250 MMSCFD.

TIR DISTÂNCIAS

TECNOLOGIAS 300 500 600 1000 1300 1800

GNL 18,0% 16,8% 16,2% 13,6% 11,6% 8,1%

GASODUTO 109,6% 65,8% 54,8% 32,8% 25,0% 17,6%

GNC 230,7% 205,4% 192,8% 142,2% 104,3% 41,0%

HGN 29,2% 28,9% 28,7% 28,1% 27,6% 26,7%

GTL 25,7% 25,3% 25,0% 24,2% 23,6% 22,5%

GTW 18,3% 17,8% 17,5% 16,4% 15,6% 14,2%

APÊNDICES 129

Apêndice 23: Resultados da Figura 5.29 do Payback Simples x Distância Onshore para uma vazão de 250

MMSCFD.


TECNOLOGIAS 300 500 600 1000 1300 1800

GNL 5,3 5,7 5,9 6,8 7,7 9,8

GASODUTO 0,9 1,5 1,8 3,0 4,0 5,5

GNC 0,4 0,5 0,5 0,7 1,0 2,4

HGN 3,4 3,4 3,5 3,5 3,6 3,7

GTL 3,9 3,9 3,9 4,1 4,2 4,4

GTW 5,3 5,4 5,5 5,8 6,1 6,6

Apêndice 24: Resultados da Figura 5.30 do Payback descontado x Distância Onshore para uma vazão de

250 MMSCFD.


TECNOLOGIAS 300 500 600 1000 1300 1800

GNL 8,0 8,8 9,3 11,9 15,2 20,0

GASODUTO 1,0 1,7 2,1 3,8 5,3 8,3

GNC 0,5 0,5 0,6 0,8 1,1 2,9

HGN 4,4 4,4 4,5 4,6 4,7 4,9

GTL 5,1 5,2 5,3 5,5 5,7 6,0

GTW 7,8 8,2 8,3 9,1 9,8 11,2

Apêndice 25: Resultados da Figura 6.1 do VPL x Distância Offshore para uma vazão de 50 MMSCFD

com preço do GN de -50% variando a taxa de desconto.

DISTÂNCIAS 300 1000 1800

Taxa de Desconto 10% 15% 20% 10% 15% 20% 10% 15% 20%

GNL -150,5 -177,0 -193,3 -176,4 -196,0 -208,1 -206,0 -217,8 -225,0

GASODUTO -138,6 -137,7 -137,2 -454,3 -453,5 -453,0 -815,2 -814,4 -813,8

GNC 4,0 -6,9 -13,5 -47,8 -44,9 -43,2 -107,0 -88,5 -77,0

HGN -45,5 -86,4 -111,6 -64,9 -100,7 -122,7 -87,1 -117,0 -135,4

GTL -96,6 -114,0 -124,7 -112,5 -125,7 -133,8 -130,6 -139,0 -144,2

GTW -229,1 -265,5 -287,9 -283,8 -305,7 -319,2 -346,2 -351,5 -354,9




Taxa de Desconto 10% 15% 20% 10% 15% 20% 10% 15% 20%

GNL 11,4 -57,9 -100,7 -14,5 -77,0 -115,5 -44,1 -98,7 -132,4

GASODUTO 21,7 -19,9 -45,5 -294,0 -335,6 -361,3 -654,9 -696,5 -722,1

GNC 165,1 111,6 78,6 113,3 73,5 49,0 54,1 30,0 15,1

HGN 139,6 49,7 -5,8 120,1 35,4 -16,9 97,9 19,0 -29,6

GTL 50,5 -5,8 -40,6 34,7 -17,5 -49,7 16,5 -30,9 -60,1

GTW -1,4 -98,1 -157,7 -56,0 -138,2 -188,9 -118,4 -184,1 -224,6




Taxa de Desconto 10% 15% 20% 10% 15% 20% 10% 15% 20%

GNL 108,6 13,5 -45,1 82,7 -5,5 -59,9 53,0 -27,3 -76,8

GASODUTO 117,9 50,9 9,5 -197,9 -264,9 -306,3 -558,7 -625,8 -667,1

GNC 261,8 182,7 133,9 209,9 144,6 104,3 150,7 101,0 70,4

HGN 250,6 131,3 57,7 231,2 117,0 46,6 209,0 100,7 33,9

GTL 138,8 59,1 9,9 122,9 47,4 0,8 104,8 34,0 -9,6

GTW 135,3 2,4 -79,5 80,7 -37,7 -110,7 18,3 -83,6 -146,4

APÊNDICES 130


com preço do GN atual variando a taxa de desconto.


Taxa de Desconto 10% 15% 20% 10% 15% 20% 10% 15% 20%

GNL 173,3 61,1 -8,1 147,4 42,1 -22,9 117,8 20,3 -39,8

GASODUTO 182,0 98,0 46,2 -133,7 -217,8 -269,6 -494,6 -578,7 -630,5

GNC 326,2 230,0 170,8 274,4 192,0 141,1 215,2 148,4 107,3

HGN 324,6 185,7 100,1 305,2 171,4 89,0 283,0 155,1 76,3

GTL 197,7 102,3 43,6 181,8 90,7 34,5 163,6 77,3 24,1

GTW 226,4 69,4 -27,4 171,8 29,3 -58,6 109,4 -16,6 -94,3


com preço do GN de +10% variando a taxa de desconto.


Taxa de Desconto 10% 15% 20% 10% 15% 20% 10% 15% 20%

GNL 238,1 108,7 29,0 212,2 89,7 14,2 182,6 67,9 -2,8

GASODUTO 246,1 145,1 82,9 -69,6 -170,6 -232,9 -430,5 -531,5 -593,8

GNC 390,6 277,4 207,6 338,8 239,3 178,0 279,6 195,8 144,1

HGN 398,6 240,1 142,4 379,2 225,8 131,3 357,0 209,5 118,6

GTL 256,5 145,6 77,2 240,6 133,9 68,2 222,5 120,6 57,8

GTW 317,5 136,4 24,7 262,9 96,3 -6,5 200,5 50,4 -42,2




Taxa de Desconto 10% 15% 20% 10% 15% 20% 10% 15% 20%

GNL 335,2 180,2 84,6 309,3 161,1 69,7 279,7 139,4 52,8

GASODUTO 342,3 215,9 137,9 26,6 -99,9 -177,9 -334,3 -460,8 -538,8

GNC 487,3 348,5 262,9 435,5 310,4 233,3 376,3 266,9 199,4

HGN 509,7 321,8 205,9 490,2 307,5 194,8 468,0 291,1 182,1

GTL 344,8 210,5 127,7 328,9 198,8 118,6 310,8 185,5 108,3

GTW 454,2 236,9 102,9 399,6 196,7 71,7 337,2 150,9 36,0




Taxa de Desconto 10% 15% 20% 10% 15% 20% 10% 15% 20%

GNL 497,2 299,2 177,2 471,3 280,2 162,4 441,6 258,4 145,4

GASODUTO 502,6 333,7 229,6 186,9 17,9 -86,2 -174,0 -342,9 -447,1

GNC 648,4 466,9 355,1 596,6 428,9 325,4 537,4 385,3 291,6

HGN 694,7 457,8 311,8 675,3 443,5 300,6 653,1 427,2 287,9

GTL 491,9 318,7 211,9 476,0 307,0 202,8 457,9 293,7 192,4

GTW 682,0 404,4 233,2 627,4 364,2 202,0 565,0 318,3 166,3




Taxa de Desconto 10% 15% 20% 10% 15% 20% 10% 15% 20%

GNL -752,5 -884,8 -966,4 -882,1 -980,1 -1040,5 -1030,1 -1088,9 -1125,2

GASODUTO -222,8 -218,5 -215,9 -704,9 -700,6 -698,0 -1255,9 -1251,6 -1248,9

GNC 120,5 66,3 32,8 -138,6 -124,2 -115,3 -434,7 -341,9 -284,7

HGN -227,4 -432,0 -558,1 -324,6 -503,4 -613,7 -435,6 -585,0 -677,2

GTL -483,0 -570,0 -623,7 -562,4 -628,4 -669,1 -653,2 -695,2 -721,0

GTW -1145,7 -1327,6 -1439,7 -1418,8 -1528,3 -1595,9 -1730,8 -1757,7 -1774,3

APÊNDICES 131




Taxa de Desconto 10% 15% 20% 10% 15% 20% 10% 15% 20%

GNL 57,1 -289,6 -503,3 -72,5 -384,8 -577,4 -220,5 -493,7 -662,1

GASODUTO 578,7 370,8 242,6 96,6 -111,3 -239,5 -454,4 -662,3 -790,5

GNC 926,0 658,5 493,6 666,9 468,0 345,4 370,9 250,3 176,1

HGN 697,8 248,3 -28,9 600,7 176,8 -84,4 489,6 95,2 -148,0

GTL 252,7 -29,1 -202,9 173,3 -87,5 -248,3 82,4 -154,3 -300,3

GTW -6,8 -490,3 -788,3 -279,9 -691,0 -944,4 -591,9 -920,4 -1122,9




Taxa de Desconto 10% 15% 20% 10% 15% 20% 10% 15% 20%

GNL 542,8 67,5 -225,5 413,3 -27,7 -299,6 265,2 -136,5 -384,2

GASODUTO 1059,6 724,3 517,6 577,5 242,2 35,5 26,5 -308,7 -515,4

GNC 1409,3 1013,9 770,0 1150,3 823,4 621,9 854,2 605,7 452,5

HGN 1253,0 656,4 288,7 1155,8 585,0 233,1 1044,8 503,4 169,6

GTL 694,1 295,4 49,6 614,7 237,0 4,1 523,8 170,2 -47,8

GTW 676,5 12,2 -397,4 403,5 -188,6 -553,6 91,4 -418,0 -732,1




Taxa de Desconto 10% 15% 20% 10% 15% 20% 10% 15% 20%

GNL 866,6 305,6 -40,3 737,1 210,4 -114,3 589,1 101,5 -199,0

GASODUTO 1380,2 960,0 701,0 898,1 477,9 218,9 347,1 -73,0 -332,0

GNC 1731,5 1250,8 954,3 1472,5 1060,3 806,2 1176,4 842,6 636,8

HGN 1623,1 928,5 500,3 1525,9 857,1 444,8 1414,9 775,5 381,3

GTL 988,4 511,7 217,9 908,9 453,3 172,5 818,1 386,6 120,5

GTW 1132,1 347,1 -136,8 859,0 146,4 -293,0 547,0 -83,1 -471,5




Taxa de Desconto 10% 15% 20% 10% 15% 20% 10% 15% 20%

GNL 1190,5 543,7 145,0 1060,9 448,5 70,9 912,9 339,6 -13,8

GASODUTO 1700,8 1195,7 884,4 1218,7 713,6 402,3 667,7 162,7 -148,7

GNC 2053,8 1487,6 1138,6 1794,7 1297,2 990,5 1498,6 1079,5 821,1

HGN 1993,2 1200,6 712,0 1896,0 1129,2 656,5 1785,0 1047,6 593,0

GTL 1282,6 728,1 386,2 1203,2 669,7 340,8 1112,4 602,9 288,8

GTW 1587,6 682,0 123,7 1314,6 481,3 -32,4 1002,6 251,9 -210,9




Taxa de Desconto 10% 15% 20% 10% 15% 20% 10% 15% 20%

GNL 1676,2 900,8 422,8 1546,7 805,6 348,7 1398,7 696,8 264,0

GASODUTO 2181,7 1549,3 1159,4 1699,6 1067,2 677,3 1148,6 516,3 126,4

GNC 2537,1 1843,0 1415,1 2278,0 1652,5 1266,9 1981,9 1434,8 1097,6

HGN 2548,3 1608,8 1029,6 2451,2 1537,4 974,0 2340,1 1455,7 910,5

GTL 1724,0 1052,6 638,7 1644,6 994,2 593,2 1553,8 927,4 541,3

GTW 2271,0 1184,4 514,6 1997,9 983,7 358,4 1685,9 754,3 179,9

APÊNDICES 132




Taxa de Desconto 10% 15% 20% 10% 15% 20% 10% 15% 20%

GNL 2485,8 1496,1 885,9 2356,3 1400,8 811,8 2208,2 1292,0 727,1

GASODUTO 2983,2 2138,6 1617,9 2501,1 1656,5 1135,8 1950,1 1105,5 584,8

GNC 3342,6 2435,2 1875,8 3083,5 2244,8 1727,7 2787,5 2027,1 1558,3

HGN 3473,6 2289,0 1558,8 3376,4 2217,6 1503,2 3265,4 2136,0 1439,7

GTL 2459,7 1593,5 1059,5 2380,2 1535,1 1014,0 2289,4 1468,3 962,1

GTW 3409,9 2021,8 1166,0 3136,8 1821,0 1009,8 2824,8 1591,6 831,4

Apêndice 39: Resultados da Figura 6.15 do VPL x Distância Onshore para uma vazão de 50 MMSCFD



Taxa de Desconto 10% 15% 20% 10% 15% 20% 10% 15% 20%

GNL -175,5 -195,3 -207,6 -259,7 -257,2 -255,7 -355,9 -328,0 -310,8

GASODUTO -40,9 -40,0 -39,5 -128,7 -127,8 -127,3 -229,1 -228,2 -227,7

GNC -28,2 -30,5 -32,0 -155,2 -123,9 -104,6 -300,2 -230,5 -187,5

HGN -69,5 -104,1 -125,4 -89,0 -118,4 -136,5 -111,2 -134,7 -149,2

GTL -98,1 -115,1 -125,6 -117,5 -129,4 -136,7 -139,7 -145,7 -149,4

GTW -229,1 -265,5 -287,9 -283,8 -305,7 -319,2 -346,2 -351,5 -354,9




Taxa de Desconto 10% 15% 20% 10% 15% 20% 10% 15% 20%

GNL -13,6 -76,3 -115,0 -97,8 -138,2 -163,1 -194,0 -208,9 -218,2

GASODUTO 119,4 77,8 52,2 31,6 -10,0 -35,6 -68,8 -110,4 -136,0

GNC 132,9 87,9 60,2 6,0 -5,4 -12,4 -139,1 -112,1 -95,4

HGN 115,5 32,0 -19,5 96,1 17,7 -30,6 73,9 1,4 -43,4

GTL 49,0 -6,9 -41,4 29,6 -21,2 -52,6 7,4 -37,6 -65,3

GTW -1,4 -98,1 -157,7 -56,0 -138,2 -188,9 -118,4 -184,1 -224,6




Taxa de Desconto 10% 15% 20% 10% 15% 20% 10% 15% 20%

GNL 83,6 -4,9 -59,4 -0,6 -66,8 -107,5 -96,8 -137,5 -162,6

GASODUTO 215,6 148,5 107,2 127,8 60,7 19,4 27,4 -39,6 -81,0

GNC 229,6 159,0 115,5 102,6 65,7 42,9 -42,5 -41,0 -40,1

HGN 226,5 113,6 44,0 207,1 99,3 32,9 184,9 83,0 20,2

GTL 137,3 58,0 9,1 117,9 43,7 -2,1 95,7 27,4 -14,8

GTW 135,3 2,4 -79,5 80,7 -37,7 -110,7 18,3 -83,6 -146,4




Taxa de Desconto 10% 15% 20% 10% 15% 20% 10% 15% 20%

GNL 148,3 42,8 -22,3 64,1 -19,1 -70,5 -32,1 -89,9 -125,5

GASODUTO 279,7 195,7 143,9 191,9 107,9 56,1 91,5 7,5 -44,3

GNC 294,0 206,4 152,3 167,1 113,0 79,7 22,0 6,4 -3,2

HGN 300,6 168,0 86,3 281,1 153,7 75,2 258,9 137,4 62,5

GTL 196,2 101,2 42,7 176,7 86,9 31,6 154,5 70,6 18,9

GTW 226,4 69,4 -27,4 171,8 29,3 -58,6 109,4 -16,6 -94,3

APÊNDICES 133




Taxa de Desconto 10% 15% 20% 10% 15% 20% 10% 15% 20%

GNL 213,1 90,4 14,7 128,9 28,5 -33,5 32,7 -42,3 -88,5

GASODUTO 343,8 242,8 180,6 256,0 155,0 92,7 155,6 54,6 -7,6

GNC 358,5 253,8 189,2 231,5 160,4 116,6 86,4 53,8 33,6

HGN 374,6 222,4 128,6 355,1 208,2 117,5 332,9 191,8 104,8

GTL 255,0 144,5 76,4 235,6 130,2 65,3 213,4 113,9 52,6

GTW 317,5 136,4 24,7 262,9 96,3 -6,5 200,5 50,4 -42,2




Taxa de Desconto 10% 15% 20% 10% 15% 20% 10% 15% 20%

GNL 310,3 161,8 70,3 226,1 99,9 22,1 129,8 29,2 -32,9

GASODUTO 440,0 313,5 235,6 352,2 225,7 147,7 251,8 125,4 47,4

GNC 455,1 324,8 244,5 328,2 231,5 171,9 183,1 124,8 88,9

HGN 485,6 304,1 192,2 466,2 289,8 181,0 444,0 273,5 168,3

GTL 343,3 209,4 126,9 323,9 195,1 115,8 301,7 178,8 103,1

GTW 454,2 236,9 102,9 399,6 196,7 71,7 337,2 150,9 36,0




Taxa de Desconto 10% 15% 20% 10% 15% 20% 10% 15% 20%

GNL 472,2 280,8 162,9 388,0 218,9 114,7 291,8 148,2 59,7

GASODUTO 600,3 431,4 327,3 512,5 343,6 239,4 412,1 243,2 139,1

GNC 616,2 443,3 336,7 489,3 349,9 264,0 344,2 243,3 181,1

HGN 670,7 440,1 298,0 651,2 425,8 286,9 629,0 409,5 274,2

GTL 490,4 317,6 211,0 471,0 303,3 199,9 448,8 287,0 187,2

GTW 682,0 404,4 233,2 627,4 364,2 202,0 565,0 318,3 166,3




Taxa de Desconto 10% 15% 20% 10% 15% 20% 10% 15% 20%

GNL -877,4 -976,7 -1037,8 -1298,4 -1286,2 -1278,6 -1779,6 -1639,9 -1553,8

GASODUTO -186,2 -181,9 -179,2 -582,8 -578,5 -575,9 -1036,1 -1031,8 -1029,1

GNC -40,5 -52,1 -59,2 -675,3 -518,8 -422,3 -1400,6 -1052,1 -837,2

HGN -347,7 -520,4 -626,9 -444,9 -591,8 -682,5 -555,9 -673,5 -746,0

GTL -490,5 -575,6 -628,0 -587,7 -647,0 -683,6 -698,7 -728,6 -747,1

GTW -1145,7 -1327,6 -1439,7 -1418,8 -1528,3 -1595,9 -1730,8 -1757,7 -1774,3




Taxa de Desconto 10% 15% 20% 10% 15% 20% 10% 15% 20%

GNL -67,9 -381,4 -574,8 -488,8 -691,0 -815,6 -970,0 -1044,7 -1090,8

GASODUTO 615,3 407,4 279,2 218,7 10,8 -117,4 -234,6 -442,5 -570,7

GNC 765,0 540,1 401,5 130,3 73,5 38,5 -595,1 -459,8 -376,4

HGN 577,5 159,8 -97,7 480,4 88,4 -153,2 369,4 6,8 -216,8

GTL 245,1 -34,7 -207,2 148,0 -106,1 -262,8 36,9 -187,8 -326,3

GTW -6,8 -490,3 -788,3 -279,9 -691,0 -944,4 -591,9 -920,4 -1122,9

APÊNDICES 134




Taxa de Desconto 10% 15% 20% 10% 15% 20% 10% 15% 20%

GNL 417,9 -24,3 -296,9 -3,1 -333,8 -537,7 -484,2 -687,6 -812,9

GASODUTO 1096,2 760,9 554,3 699,6 364,3 157,6 246,3 -89,0 -295,6

GNC 1248,3 895,5 678,0 613,6 428,8 314,9 -111,8 -104,5 -100,0

HGN 1132,7 568,0 219,9 1035,5 496,6 164,3 924,5 414,9 100,8

GTL 686,5 289,8 45,3 589,4 218,4 -10,3 478,3 136,8 -73,8

GTW 676,5 12,2 -397,4 403,5 -188,6 -553,6 91,4 -418,0 -732,1




Taxa de Desconto 10% 15% 20% 10% 15% 20% 10% 15% 20%

GNL 741,7 213,8 -111,7 320,7 -95,7 -352,5 -160,4 -449,5 -627,7

GASODUTO 1416,8 996,7 737,6 1020,2 600,0 341,0 566,9 146,8 -112,3

GNC 1570,5 1132,4 862,3 935,8 665,7 499,2 210,4 132,4 84,3

HGN 1502,8 840,1 431,5 1405,6 768,7 376,0 1294,6 687,0 312,5

GTL 980,8 506,2 213,6 883,6 434,7 158,0 772,6 353,1 94,5

GTW 1132,1 347,1 -136,8 859,0 146,4 -293,0 547,0 -83,1 -471,5




Taxa de Desconto 10% 15% 20% 10% 15% 20% 10% 15% 20%

GNL 1065,6 451,9 73,5 644,6 142,4 -167,3 163,5 -211,4 -442,5

GASODUTO 1737,4 1232,4 921,0 1340,8 835,7 524,4 887,5 382,5 71,1

GNC 1892,8 1369,3 1046,6 1258,0 902,6 683,5 532,7 369,3 268,6

HGN 1872,9 1112,2 643,2 1775,7 1040,8 587,7 1664,7 959,1 524,2

GTL 1275,0 722,5 381,9 1177,9 651,1 326,3 1066,9 569,5 262,8

GTW 1587,6 682,0 123,7 1314,6 481,3 -32,4 1002,6 251,9 -210,9




Taxa de Desconto 10% 15% 20% 10% 15% 20% 10% 15% 20%

GNL 1551,3 809,0 351,4 1130,3 499,5 110,6 649,2 145,8 -164,6

GASODUTO 2218,3 1585,9 1196,1 1821,7 1189,3 799,4 1368,4 736,0 346,2

GNC 2376,1 1724,6 1323,0 1741,4 1258,0 960,0 1016,0 724,7 545,1

HGN 2428,0 1520,3 960,8 2330,9 1448,9 905,2 2219,8 1367,3 841,7

GTL 1716,4 1047,0 634,4 1619,3 975,6 578,8 1508,3 894,0 515,3

GTW 2271,0 1184,4 514,6 1997,9 983,7 358,4 1685,9 754,3 179,9



DISTÂNCIAS 300

1000

1800

Taxa de Desconto 10% 15% 20% 10% 15% 20% 10% 15% 20%

GNL 2360,91 1404,2 814,44 1939,92 1094,7 573,64 1458,8 740,98 298,4

GASODUTO 3019,8 2175,2 1654,5 2623,17 1778,6 1257,9 2169,9 1325,3 804,6

GNC 3181,63 2316,9 1783,8 2546,91 1850,2 1420,7 1821,5 1316,9 1005,8

HGN 3353,27 2200,6 1490 3256,12 2129,2 1434,4 3145,1 2047,5 1370,9

GTL 2452,11 1587,9 1055,1 2354,96 1516,5 999,57 2243,9 1434,9 936,1

GTW 3409,86 2021,8 1166 3136,84 1821 1009,8 2824,8 1591,6 831,4

tese de dissertação do mestrado - tpqb.eq.ufrj.br · iii estudo de viabilidade econômica das...

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